universidad nacional de piura facultad de ingenierÍa … · 2019. 12. 5. · tanques de techo...
TRANSCRIPT
UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA FACULTAD DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
ESCUELA DE INGENIERÍA MECATRÓNICA
"I')IIODIFICACIÓN DEL DISEÑO DE TANQUES DE •
~ALIVJACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS DE TE~HO ~ FAJO A TECtiO FLOTANTE Y USO DE TELEMETRIA '~ PARA MEJORAR EL CONTROL OPERATIVO EN LAS ~ EMPRESAS DE TALARA"
~ \:¡
PRESENTADO POR:
ASCOY NIEVES, MARCO ANTONIO
PARA OPTAR EL TÍTULO DE:
INGENIERO MECATRÓNICO
PIURA-PERÚ
2009
UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA FACULTAD DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECATRÓNICA
"MODIFICACIÓN DEL DISEÑO DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE
HIDROCARBUROS DE TECHO FIJO A TECHO FLOTANTE Y USO DE
TELEMETRÍA PARA MEJORAR EL CONTROL OPERATIVO EN LAS
EMPRESAS DE TALARA"
TESIS PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:
INGENIERO MECATRÓNICO
ASCOY NIEVES, MARCO ANTONIO
PIURA-PERÚ
2009
LÍNEA DE INVESTIGACIÓN: AUTOMATIZACIÓN INDUSTRIAL
TESIS
PRESENTADA A LA FACULTAD DE INGENIERÍA INDUSTRIAL DE LA UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURA COMO REQUISITO PARA OPTAR EL
TÍTULO DE:
INGENIERO MECATRÓ ICO
PROFESOR ASESOR: ING
COASESOR:
APROBADA: SETIEMBRE DEL 2008
JURADO /
PRESIDENTE
VOCAL
SECRETARIO
Dedicatoria
A mi familia que me apoya en todo momento
brindándome todo el cariño y comprensión que
necesito.
A la nueva generación de líderes, que lucha día a
día para salir adelante
TABLA DE CONTENIDO
DEDICATORIA. .......................................................................................... 1
INDICE. ......................................................................................................................... 2
INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 8
RESUMEN ............................................................................................... 10
CAPÍTULO 1
GENERALIDADES ..................................................................................... 11
1.1. Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos ................................. 11
1.1.1. Variedad ............................................................................ 11
1.1.2. Tamaño ................................................................................ 12
1.1.3. Características ..................................................................... 13
1.1.4. Estándares de Ingeniería Aplicados y Normas Legales ................ 16
1.2. Telemetría aplicable en Tanques de Almacenamiento de
Hidrocarburos .............................................................................. 17
1.2.1. Definición ........................................................................... 17
1.2.1. Aplicación de la telemetría ....................................................... 18
1.2.2. Estándares ó Códigos Aplicables ............................................ 18
CAPÍTULO 11
DISEÑO MECÁNICO DE UN TANQUE DE TECHO FLOTANTE ......................... 20
2.1. Análisis y diseño de Techo fijo a Techo Flotante ................................... 20
2.1.1. Cálculo de volumen total del techo .......................................... 20
2.1.2. Determinación de la flotabilidad del techo ................................. 25
2.1.3. Cálculo de las planchas y vigas .............................................. 31
2.1.4. Determinación del numero de soportes .................................... 37
2.2. Análisis y diseño del Sistema de Inyección de Agua- Espuma
contraincendios ........................................................................... .40
2.3. Diseño del Sistema de Agua para Enfriamiento .................................. .42
CAPÍTULO 111
DISEÑO DEL SISTEMA DE TELEMETRÍA. .................................................... 44
· 3.1 Definición de las variables ............................................................. .44
3.1.1. Nivel.. ............................................... : .................................. .44
3.1.2. Temperatura ......................................................................... .44
3.1.3. Presión ................................................................................ .44
3.2. Requerimientos del sistema ............................................................... 44
3.3. Análisis y selección de la Instrumentación ......................................... .45
3.3.1. Medidor de nivel. ................................................................ .45
3.3.1.1. Técnicas de medición ................................................. .46
3.3.1.2. Selección de la técnica de medición ............................... 51
3.3.1.3. Comparación de la instrumentación ................................ 52
3.3.1.4. Selección del Medidor de Nivel. .................................... 54
a. Alcances ............................................................... 54
b. Características ........................................................ 55
c. Ventajas ................................................................ 55
d. Principio de Operación .............................................. 56
e. Diagrama de conexionado ....................................... 58
3.3.2. Medidor de temperatura ......................................................... 59
3.3.2.1. Técnicas de medición .................................................. 60
3.3.2.2. Selección de la técnica de medición ................................ 61
3.3.2.3. Comparación de la instrumentación ................................ 61
3.3.2.4. Selección del Medidor de Temperatura ............................ 62
a. Alcances ................................................................. 62
b. Características ......................................................... 63
c. Principio de Operación .............................................. 63
d. Diagrama de conexionado ....................................... 64
3.3.3. Medidor de presión .............................................................. 65
3.3.3.1. Clases de presión ....................................................... 65
3.3.3.2. Clasificación de los instrumentos de presión
diferencial. ................................................................ 67
3.3.3.3. Selección de la técnica de medición ................................ 68
3.3.3.4. Comparación de la instrumentación ................................ 68
3.3.3.5. Selección del Medidor de Presión ................................... 71
a. Alcances ................................................................ 72
b. Características ........................................................ 72
c. Diagrama de conexionado ....................................... 72
3.3.4. Interruptores de Nivel. ........................................................... 74
a. Alcances ............................................................ 74
b. Características .................................................... 7 4
c. Principio de Operación .................................................. 75
d. Diagrama de conexionado ....................................... 75
3.3.5. Display aliado del Tanque ...................................................... 77
a. Alcances .............................................................. 77
b. Características ...................................................... 77
c. Diagrama de conexionado ...................................... 78
3.4. Lógica de instrumentación ............................................................... 80
3.4.1 Identificación del Instrumento .................................................. 80
3.4.2.Diagrama de Instrumentación P&ID .......................................... 82
3.5. Canal de comunicación .................................................................. 82
3.5.1 Protocolo de Buses de Comunicación Estandarizados ............... 83
3.5.2 Comparación de Protocolos de comunicación ........................... 84
3.5.3 Selección del canal de comunicación ....................................... 85
CAPÍTULO IV
PROCEDIMIENTO PARA LOS TRABAJOS DE MONTAJE DE UN TANQUE DE
TECHO FIJO A TECHO FLOTANTE .............................................................. 90
4.1 Trabajos preliminares ..................................................................... 90
4.2 Instalación de Techo Flotante ........................................................... 91
4.3 Instalación de Sistema Contra incendio y Sistema de Enfriamiento ............ 95
4.4 Instalación del sistema de telemetría ................................................. 95
CAPÍTULO V
COSTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL TRABAJ0 ........... .' ....................... 99
5.1 Trabajos preliminares .................................................................... 99
5.2 Suministro de materiales y construcción de techo flotante ................... 100
5.3 Suministro e instalación de sistema contraincendio ............................ 1 02
5.4 Suministro e instalación de sistema de enfriamiento .......................... 1 03
5.5 Suministro e Instalación de Sistema Manual y Control Automático de
Nivel. ........................................................................................................ 104
5.6 Suministro e Instalación de Indicador de Temperatura y Presión .......... 1 05
CAPÍTULO VI
ANÁLISIS DE RESULTADOS ..................................................................... 106
6.1 Reducción de emisiones de gases de hidrocarburos .......................... 1 06
6.1.1 Método de cálculo de evaporaciones para Tanques de Techo
Flotante Externo ......................................................................... 1 07
6.1.2Ejemplo práctico de cálculo de evaporaciones para Tanques de
Techo Flotante Externo ............................................................... 113
6.1.3Comparación de pérdidas por evaporación entre un Tanque de
Techo Fijo con un Tanque de Techo Flotante ................................... 115
6.2 Costo 1 Beneficio de perdidas por evaporación de hidrocarburos .......... 116
6.2.1 Evaluación Técnica .............................................................. 116
6.2 .2 Evaluación económica .......................................................... 117
6.2.3Evaluación de resultados de la modificación del Techo del
Tanque ...................................................................................... 117
6.3 Comparación del Sistema Manual con el sistema telemétrico ............... 118
CONCLUSIONES .................................................................................... 120
RECOMENDACIONES ............................................................................. 121
BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................ 122
GLOSARI0 ............................................................................................. 125
ANEXOS
APÉNDICE
INTRODUCCIÓN
El trabajo que a continuación se presenta está basado en la experiencia del montaje
de tanques con techo flotante y tiene por objeto describir el método que se ha
utilizado y que ha demostrado ser muy apropiado para obtener la óptima geometría
en la construcción del tanque.
Un tanque de techo flotante tiene sobre un tanque de techo cónico la característica
adicional de que es un elemento que tiene movimiento en sentido vertical y este
movimiento debe ser absolutamente libre.
Se ha determinado que las empresas petroleras del Sector Hidrocarburos que
operan en la ciudad de Talara vienen contaminado el ambiente debido a las
emisiones hacia la atmósfera proveniente de la evaporación de los hidrocarburos
almacenados en tanques de techo fijo o por la transferencia de productos que se
realiza durante las operaciones en sus patios de tanques. Las mismas que van en
aumento por el incremento de la producción de hidrocarburos, no son controladas
y/o no se toman las acciones del caso para disminuirlas.
El almacenamiento de hidrocarburos volátiles en tanques de techo fijo constituye
una de las causas que más contribuye a la contaminación que viene afectando el
medio ambiente y a la sociedad civil de la ciudad de Talara.
En adición a los trabajos metal mecánicos que se van a desarrollar para dar solución
a los problemas planteados, también se busca implementar un sistema de medición
manual/automático de nivel, temperatura y presión, que permita mejorar la
confiabilidad y seguridad operativa, facilitando el trabajo para evitar el deterioro
prematuro de la salud del personal operativo de la empresa.
Trabajos que van a ser traducidos en el ahorro significativo de la empresa tanto en el
ahorro por pérdidas económicas producidas por las evaporaciones, como en el
ahorro por los trabajos del sistema telemétrico ya que se va a aprovechar la parada
del tanque para su intervención que en tiempo normal de servicio resultaría en alto
costo.
Durante el desarrollo de la tesis se entrevistaron a varios especialistas en el diseño
de tanques quienes proporcionaron una valiosa fuente de información basada en su
experiencia, lo que fue de gran ayuda para la interpretación de normas y estándares
aplicados.
La presente tesis me permite desarrollar los conocimientos adquiridos en mi
formación universitaria y a través de estos ayudar a resolver problemas con ideas
innovadoras y actuales, que contribuyan de manera satisfactoria y beneficiosa para
las empresas de Talara. También me permite reunir experiencia sobre las
actividades reales del quehacer industrial y así poder incrementar mis conocimientos
y experiencia para mi formación profesional y personal.
RESUMEN
Considerando que las diferentes empresas que operan en el sector hidrocarburos de la
ciudad de Talara deben cumplir en forma obligatoria la normatividad vigente referente a
la "Protección del Medio Ambiente", "Seguridad en el Almacenamiento de
Hidrocarburos" y "Seguridad del Personal que opera los parques de tanques de
almacenamiento", ha surgido la necesidad de desarrollar la presente Tesis; efectuando
para ello un trabajo de aplicación con el fin de resolver la problemática referente a la
pérdidas de hidrocarburos (gasolinas) por evaporación, fenómeno que origina
contaminación del Medio Ambiente.
La Tesis a desarrollar permitirá acopiar abundante cantidad de información y
conocimientos técnicos de diferentes disciplinas de la Ingeniería, que luego
desarrollaremos con el fin de resolver el problema mencionado, para encontrar una
solución. Conocimientos que constituyen un KNOW HOW que ponemos a disposición
de los profesionales de la Ingeniería Mecatrónica, basados en los Estándares de
Ingeniería, Estándares API, Normas de la NFPA, AISC y normatividad existente.
Estableciendo procedimientos para el Diseño de la Modificación de un Tanque de
Techo Fijo a Techo Flotante y su Ingeniería para la correcta selección de la
instrumentación de un sistema Telemétrico que permita mejorar el control operativo.
CAPÍTULO 1
GENERALIDADES
1.1 Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos
Los Tanques de almacenamiento son utilizados como depósitos para contener una.
reserva suficiente de un producto para su uso posterior o comercialización.
1.1.1 Variedad
Los tanques de almacenamiento pueden clasificarse en:
• Cilíndricos Horizontales
• Cilíndricos Verticales de Fondo Plano.
Los Tanques Cilíndricos Horizontales, generalmente son. de volúmenes
relativamente bajos, debido a que presentan problemas por fallas de corte y
flexión. Por lo general, se usan para almacenar volúmenes pequeños.
Los Tanques Cilíndricos Verticales de Fondo Plano, utilizados para
almacenar grandes cantidades volumétricas con un bajo costo, con la
limitante que solo se pueden usar a presión atmosférica ó presiones internas
relativamente pequeñas. Estos tipos de tanques se clasifican en:
• Tanques de Techo Fijo
• Tanques de Techo Flotante
• Tanques sin Techo
Tanques de Techo Fijo, utilizados para almacenar productos no volátiles o de
bajo contenido de ligeros (no inflamables) como son: agua, asfalto, etc.;
debido a que al disminuir la columna del fluido, se va generando una cámara
11
de aire que facilita la evaporación del fluido, lo que es altamente peligroso.
Los techos fijos pueden ser autosoportados ó soportados.
Tanques de Techo Flotante, utilizados para almacenar productos con alto
contenido de volátiles como son: gasolinas, alcohol y combustibles en
general.
Este tipo de techo fue desarrollado para reducir ó anular la cámara de aire ó
espacio libre entre el espejo del líquido y el techo, además de proporcionar un
medio aislante para la superficie del líquido, reducir la velocidad de
transferencia de calor al producto almacenado durante los períodos en que la
temperatura ambiental es alta, evitando así la formación de gases (su
evaporación), y consecuentemente, la contaminación del ambiente y, al
mismo tiempo se reducen los riesgos al almacenar productos inflamables.
Tanques sin Techo, utilizados para almacenar productos en los cuales no es
importante que éste contamine o que se evapore a la atmósfera como el caso
del agua cruda, residual, agua contraincendio, etc., el diseño de este tipo de
tanques requiere de un cálculo especial del anillo de coronamiento.
1.1.2 Tamaño
Cuando se establece la necesidad de construir un tanque y poder definir el
tamaño que este requiera, se debe tener en cuenta la siguiente información:
Función del tanque, es decir para que va a servir el tanque. Este puede ser
simplemente para el almacenamiento de un líquido o es necesario para
efectuar algún proceso mecánico o químico, como mezclado, calentamiento,
separación, etc.
12
Fluido por almacenar, por consiguiente sus características físicas y químicas
como densidad, presión y temperatura, viscosidad, toxicidad, corrosividad,
etc.
Volumen total por almacenar, que dependerá de los factores de mercado:
producción - demanda, así como el transporte tanto de la materia prima como
del producto elaborado.
Condiciones locales, en las cuales se va a construir el tanque, como:
disponibilidad de área, características del suelo, temperatura y presión
ambiental, vientos, etc.
Facilidades locales tales como: materiales y equipos de construcción, mano
de obra y transporte que intervienen en la construcción de la obra.
Todos estos factores afectan el diseño del tanque en forma interrelacionada y
un buen diseño debe considerarlos integradamente. En algunos casos,
quedarán descartadas algunas soluCiones; en otras, habrá que conciliar las
conveniencias técnicas con las ventajas económicas entre dos o más
soluciones.
1.1.3 Características
Todo tanque de techo flotante tiene las siguientes características adicionales
a las de un tanque de techo fijo:
Cubierta central, destinada a eliminar la presencia de la mezcla aire-vapor
bajo sí misma. También puede deflectar hacia arriba, creando una cámara
donde se acumulan los vapores que se van formando. Esta cámara de vapor
constituye una capa aislante (Ver plano TAN- 6000- 01).
13
Pontones, son compartimientos estancos que flotan sobre el espejo de
producto y sustentan al techo. No debe ser un componente estructural del
techo sometido a esfuerzos, ya que esto produciría su pinchadura y posterior
hundimiento 0Jer plano TAN- 6000- 01).
Soportes, sirven para que el techo flotante en su descanso se apoye sobre el
fondo del tanque, los cuales deben ser capaces de resistir el peso propio y la
sobrecarga impuesta al techo 0Jer plano TAN- 6000- 02).
Drenaje, permite evacuar el agua de lluvia que caiga sobre el techo,
compuesta de una manguera flexible de fabricación especial y una válvula
check en la conexión superior del techo a fin de evitar que el líquido
almacenado rebote sobre el techo.
Escalera rodante, salvo que se especifique por parte del comprador, el techo
flotante deberá estar provisto de una escalera que se ajusta
automáticamente a cualquier posición a fin de tener siempre un acceso. En
caso se incluya en el diseño, este debe seguir el desplazamiento del techo.
Plataforma superior, servirá para que el operador tome las muestras de
producto del tanque con facilidad y seguridad.
Sello del techo, cubre la separación entre el borde perimetral del techo
flotante y el cilindro del tanque será del tipo bolsa primario y secundario, con
gran flexibilidad para amoldarse al cilindro 0Jer plano TAN- 6000- 09).
Manhole, las entradas de hombre permiten el acceso al interior del tanque o
de los pontones (Ver plano TAN- 6000- 03).
14
Sistema de venteo, se abrirán automáticamente cuando los soportes del
techo toquen el fondo del tanque en maniobras de vaciado, de este modo se
evitará el vacío debajo del techo. Cuando el tanque esté vacío y se inicie el
llenado, estas tomas de ventilación permanecerán abiertas eliminando el aire
entrampado debajo del techo. Cuando el nivel de líquido empiece a elevar el
techo, las tomas de ventilación se cerrarán al despegarse los soportes del
fondo, evitando la evaporación del diesel (Ver plano TAN- 6000- 02).
Dispositivo antirrotacional, sirve para impedir el desplazamiento lateral del
techo evitando el daño o mal funcionamiento de la escalera rodante, el
sistema de drenaje y de la medición automática.
El dispositivo consiste en un tubo fijado al tanque y sirve de guía al techo que
tiene atravesado un tubo soldado y sellado. En el punto de rozamiento del
techo con el tubo se han instalado polines de bronce que evitan el contacto
directo de acero con acero. Este tubo guía se usará también para alojar el
sistema de medición manual de nivel de líquido (Ver plano TAN- 6000- 04).
Sistema de medición manual, usando una wincha que será introducida por un
tubo de 8" de diámetro que atraviesa el pontón, este método será aplicado si
es conocida la cubicación 1 del tanque (Ver plano TAN- 6000- 04).
Sistema de medición automática, consta del almacenamiento y visualización
de los valores de las variables de presión, nivel y temperatura, necesarias
para el cálculo real del volumen según el Instituto Americano del Petróleo
(API). (Ver plano TAN- 6000- 07)
1 Es el volumen del tanque con respecto a la altura.
15
Sistema contraincendio y sistema de enfriamiento, se instalará un sistema de
protección de espuma contraincendio y un sistema de enfriamiento en
concordancia con las normas de la National Fire Protection Asociation,
Capítulo 11 y las normas de la Dirección General de Hidrocarburos, D.S. 052-
93-EM, a fin de evitar la propagación de la llama sobre el sello y disminuir la
temperatura en las paredes del tanque respectivamente, en caso de incendio
0Jer plano TAN- 6000- 05).
1.1.4 Estándares de Ingeniería Aplicados y Normas Legales
En Estados Unidos de Norteamérica y en muchos países del mundo,
incluyendo el nuestro, el diseño y cálculo de Tanques de almacenamiento, se
basa en la publicación que realiza el "Instituto Americano del Petróleo"
(A.P.I.), al que ésta institución designa como "ESTÁNDAR A.P.I. 650", para
tanques de almacenamiento a presión atmosférica y en el "D.S 052 - 93 -
EM", para tanques de almacenamiento sometidos a presiones internas
mayores a 0.281 Kg/cm2 abs. (4 PSIA).
El Estándar A.P.I. 650 solo cubre aquellos tanques en los cuales se
almacenan fluidos líquidos y están construidos de acero con el fondo
uniformemente soportado por una cama de arena, grava, concreto, asfalto,
etc., diseñados para soportar una presión de operación atmosférica o
presiones internas que no excedan el peso del techo por unidad de área y
una temperatura de operación no mayor de 93°C (200°F), y que no se usen
para servicios de refrigeración. Este estándar cubre el diseño y cálculo de los
elementos constitutivos del tanque.
16
Otras normas aplicables son:
ASTM: American Society for Testing and Materials
NFPA: National Fire and Protection Association
AISC: American lnstitute Steel Construction
1.2 Telemetría aplicable en Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos
1.2.1 Definición
La palabra telemetría procede de las palabras griegas tele "lejos" y metron
"medida".
La telemetría permite obtener información en tiempo real de equipos que se
encuentren a distancia.
Los equipos de telemetría obtienen la información mediante transductores
que transforman las magnitudes físicas a medir en señales eléctricas
equivalentes, que son enviadas al punto de observación mediante ondas
eléctricas para su recogida y análisis.
El envío de información hacia el operador en un sistema de telemetría se
realiza típicamente mediante comunicación inalámbrica, aunque también se
puede realizar por otros medios (teléfono, redes de ordenadores, enlace de
fibra óptica, protocolos de comunicación, etc.)
1.2.2 Aplicación de la telemetría
La telemetría se utiliza en grandes sistemas, tales como las naves espaciales
o las plantas químicas, debido a que facilita la monitorización automática y el
registro de las mediciones, así como el envío de alertas, con el fin de que el
17
funcionamiento sea seguro y eficiente. Estas aplicaciones controlan, actúan y
envían alarmas relacionadas con maquinarias de uso industrial, combinando
las telecomunicaciones y las tecnologías de la información, para automatizar
procesos, integrar herramientas de compañías en sus sistemas informáticos y
crear servicios de valor añadido.
Si desea interactuar de forma remota con máquinas y dispositivos en tiempo
real, permitiendo visualizar y manipular los parámetros necesarios para su
correcto funcionamiento, el servicio de Telemetría es la solución.
1.2.3 Estándares ó Códigos Aplicables
D.S - 052 - 93 - EM, Art. 42 Inciso Z (Referente a Medición de Nivel en
Tanques Atmosféricos), "Se instalará no menos de un medidor de nivel de
líquido por cada tanque, su lectura será accesible o visible desde el nivel del
suelo".
D.S - 052 - 93 - EM, Art. 36 Inciso D (Referente a Niveles Máximos de
Operación), "En las instalaciones que reciban líquidos de tuberías o de
buques cisternas, deberán tener equipos o procedimientos establecidos para
evitar el rebose, los que pueden ser: Control de alto nivel con cierre de
válvulas, alarmas de alto nivel independiente del sistema de medición o un
continuo control de nivel en el momento de llenado"
• American National Standard lnstitute (ANSI)
• Código Nacional de Electricidad del Perú (CNE)
• Factory Mutual (FM)
• lnstrument Society of Ame rica (ISA)
18
• American Petroleum lnstitute {API)
• Underwriters Laboratories {UL)
• National Electrical Code {NEC)
• National Electrical Manufacturers Association {NEMA)
19
CAPÍTULO 11
DISEÑO MECÁNICO DE UN TANQUE DE TECHO FLOTANTE
En este capítulo se realizan los cálculos necesarios para el diseño del techo flotante;
entre los que destacan:
La flotabilidad del techo, el número de soportes requeridos, el número de cámaras
de espumas necesarias para el Sistema Contraíncendío, entre otros.
Datos de diseño:
• Diámetro nominal del tanque 120 píes
• Altura del tanque 42 píes
• Líquido almacenado
• Máxima altura del líquido
• Plancha de acero
• Masa del techo flotante
• Masa de 18 pontones
• Base de Cálculo
Gasolina
40 píes {Solo para pruebas)
ASTMA-36
76.0 Tm = 170 240 lb.
98 500 lb.
API6501
2.1 Análisis y diseño de Techo fijo a Techo Flotante
2.1.1 Cálculo de volumen total del techo
Los datos requeridos se encuentran en la Figura 2.1.
Para los cálculos de las áreas y volúmenes se consideran los siguientes
datos del techo del tanque:
R1 =51'- 11 %" = 623.5"
1 API 650 American Petroleum Institute, ver Anexo 1, apéndice e
20
R2 =58'- 11 %" = 707.5"
a = 11 %" = 11.5"
Donde:
R1 = Radio de la cubierta central
R2 = Radio al extremo del pontón
a = Distancia desde la parte inferior del pontón hasta la cubierta central
h = Nivel del líquido desde la cubierta central
z = Nivel del líquido total
/_ "' , -~ _____ N(vel d~uido ' 1-------- '" ~
-- f--::c ""' ·N
" •
R1=51'-11}1" R2::osa·-11 11"
Figura 2.1: Vista en sección de pontón
a. Áreas:
• Cubierta central: A1
A1 =¡z-x(623.5pulg)'= 1 221 301.213 pulg2 ....................................... (2.1)
• Pontones: A2
21
A2 = :rr x (707o5 2- 62305 2 )pu lg 2 = 351 2420625 pulg200000000000000000000000000 (202)
Sumando (201) y (202) tenemos el área total:
A, = A1 + A2 = 1 572 5430838 pulg20o00o00oo0o000000000000000000000000000000000000000000000000 (203)
bo Volumen desplazado por el techo flotante: Vt
Estimamos que el nivel de flotación estará por encima del nivel del fondo de la
cubierta central, por lo tanto Z > 1105 pulgo 0Jer Figura 201 )o
Vt =Ve+ V p ....
Donde:
. ..................................................... ·································································· (2.4)
V e= Volumen desplazado encima del nivel de la cubierta central
Vp =Volumen desplazado por los 18 pontones.
• Hallando Ve
Ve= A1 x (Z- a) = 1 221 3010213pulg2 x (Z- 1105pulg)
Ve= (1 221 3010213Z- 14 044 963.95) pulg3 ...... ooooooooooooooooooooooooooooooooooo (205)
• Hallando Vp
Vp = Vp1 + Vp2ooo O o o o 00 o o O o o O O o o o 00 000 Ooo 000 o 00 000 ooo o 00 000 000 000 000 000 000 000 00 o 000 000 000 (206)
Donde:
Vp1 = Volumen desplazado por los pontones encima del nivel de la
cubierta
Vp2 = Volumen desplazado por los pontones debajo del nivel de la
cubierta
Para hallar Vp1, tenemos:
Vp1 = A2 x (Z- a), Ver Figura 202
Vp1 = 351 2420625 pulg2 x (Z- 1105pulg)
22
Vp1 = (351 242.625 Z- 4 039 290.188) pulg3 ......................................... (2.7)
f ·~
. ~ - . ~ ... Niv~.l d~lliq~.._ .. e-,--~
"'"'""'" !fu,;<·•~>·• : "''" ~
~ lll -.~ 1-;-:S: N
;:
" • R1=51--11}~" Ri-=ss·_,,·Y.;~
Figura 2.2: Volumen desplazado por los pontones por encima del nivel
de la cubierta central
Para hallar Vpz. tenemos:
2 R +R +R xR . [
2 2 ] Vp2 =;rx R2 - 1 2
3 1 2 xa,VerF1gura2.3
Vp2 = 7r X [ 707.52 _623.52
+ 707.5: + 623.5 X 707.5] X 11.5
·Ól
i('.¡
Vp2 = 2 062 131.993 pulg3 ...................................................................... (2.8)
23
~ lo
'- __ . __ Nivel de11fquldo. -----· ----" - --- 1~ -=--- Vp2
" •
R1>51'"11Ji: R2 <56'"111>:
Figura 2.3 Volumen desplazado por los pontones por debajo del
nivel de la cubierta central
Reemplazando {2.7) y {2.8) en {2.6) se obtiene:
Vp = Vp1 + Vp2 , Ver Figura 2.4
Vp= 351 242.625Z-4 039 290.188 + 2 062131.993
¡, ·" ....
N
Vp= {351 242.625Z-1 977 158.195) pulg3 ........................................... {2.9)
¡, ____ ------~----·-.......: ____ : ____ . _. !i!Y~~~·~¡Q~ido-:-.-¡- ·Ñ
Vp =Vp1+ Vp2
·--,...__._
R2=56'-1i)l"
Figura 2.4: Volumen desplazado por los pontones
24
Reemplazando (2.5) y (2.9) en (2.4) se obtiene el volumen desplazado por el
techo flotante:
V1= (1 221 301.213Z-14 044 963.95) + (351 242.625Z-1 977158.195)
V1 = (1 572 543.838Z- 16 022 122.15) pulg3 .......................................... (2.10)
2.1.2 Determinación de la flotabilidad del techo2
Datos de Flotabilidad
Gravedad específica3 0.70 (ver calculo abajo)
Masa del techo 76.0 Tm = 170 240 lb.
Cálculo para determinar la densidad
Puesto que tenemos el valor de la gravedad especifica, debemos encontrar el
valor de la densidad de la sustancia:
GE- Ps - Pn,a·················································································-(2.11)
Donde:
GE =Gravedad específica = 0.7
Pn2o = Densidad del agua = 1000 kg/m3
Ps = Densidad de la sustancia
Reemplazando los valores, obtenemos:
2 API 650, apéndice C.3.4.1, ver ANEXO 1 3 Gravedad especifica es un caso especial de densidad relativa y es una unidad adimensional
25
Ps = 0.7 x 1000Kg/m3
Ps = 0.7 Tm/m3 = 0.0252891 lb/pulg3
Ps = 0.0252891 lb/pulg3
Evaluamos el peso del techo
P = m.g ..................................................................................................... (2.12)
Donde:
P: Peso
m: Masa del cuerpo
g: Aceleración de la gravedad
Por el Principio de Arquímedes se tiene que el empuje es igual al peso del
volumen del líquido desalojado, Ver Figura 2.5.
E = p •. g.V1 •.........•.............•....................................................................... (2.13)
Donde:
E: Empuje
p5 : Densidad específica del fluido
g: Aceleración de la gravedad
V1: Volumen del cuerpo sumergido
Para una porción de fluido en equilibrio se tiene que el peso es igual al
empuje.
Igualando (2.12) y (2.13) se obtiene:
m= p • .V1 ................................................................................................ (2.14)
Donde para nuestro caso:
26
m = Masa del techo flotante
Ps = Densidad especifica de la gasolina
V1 = Volumen desplazado por el techo flotante
V<:ilumen ,desplazado por el techo flotante
/) ' !Masa del Techo
" 1.(
11 r- - - - -- - ~ -- - -- ~' - -- - - IT " t ¡¡ 1• ,
Figura 2.5: Ley de empuje hidrostático
a. Primera Condición de Flotabilidad.
El techo flotante se sustenta hidráulicamente en un liquido de gravedad
específica de 0.70; sin grietas.
• Nivel de Flotación
Reemplazando (2.10) en (2.14), tenemos:
m= Ps Vt
170 240 lb= 0.0252891 lb/pulg3 x (1 572 543.838Z -16 022 122.15)
170 240 lb = 39 768.21837Z- 405 185.0493
575 425.0493 = 39 768.21837Z
Z = 14.4695 pulg. = 14.5 pulg.
Evaluando:
2' - 9" > Z > 11 %", por lo tanto, el techo flotará con el nivel del producto
sobre el nivel de la cubierta central.
27
• Presiones
Presión = Nivel del líquido x Densidad
En el pontón, utilizamos altura media:
(Z- a) /2 x 0.0252891 lb/pulg3
((14.5- 11.5)/2) x 0.0252891 = 0.037934 lb/pulg2
En la cubierta central:
(Z- a) x 0.0252891 lb/pulg3
(14.5- 11.5) x 0.0252891 = 0.0758673 lb/pulg2
b. Segunda Condición de Flotabilidad
La cubierta central y dos compartimientos adyacentes del portón perforados,
esto quiere decir que el pontón solo flota por 16 de los 18 compartimientos y
el producto ha pasado por encima de la cubierta central. Ver Figura 2.6
• Nivel de Flotación
Reemplazando (2.9) en (2.14), y añadiendo el factor de 16/18, debido al
fallo de 2 pontones, tenemos:
m= (16/18). Ps.Vp
170 240 lb = (16/18) X 0.0252891 lb/pulg3 X (351 242.625Z - 1 977
158.195) pulg3
170 240 = 0.0224792 (351 242.625Z- 1 977 158.195)
170 240 = 7 895.653216Z- 44 444.9345
214 684.9345 = 7 895.653216Z
Z = 27.19 pulg. = 27.2 pulg.
28
Volumen desplazado solo por 16 pontones El producto lm pasado
por encima de la cubl erta cenlral
Figura 2.6: Segunda condición de flotabilidad
Evaluando:
2' - 9" > Z > 11 Y:!, por lo tanto, el techo flotará con el nivel del producto
sobre el nivel de la cubierta central.
• Presiones
Presión = Nivel del líquido x Densidad
En el pontón tenemos:
(Z- a) /2 x 0.0252891 lb/pulg3
((27.2- 11.5)/2) x 0.0252891 = 0.198519 lb/pulg2
En la cubierta central:
(Z- a) x 0.0252891 lb/pulg3
(27.2- 11.5) x 0.0252891 = 0.397039 lb/pulg2
c. Tercera Condición de Flotabilidad
En un período de 24 horas, la cubierta central está inundada con 1 O" de agua
de lluvia. Esto quiere decir que el peso de producto desplazado por el pontón
y la cubierta es igual al peso total del techo más el peso de agua de lluvia.
0Jer figura 2.7).
m= m,+ m •............................................................................................. (2.15)
29
Donde:
mt = masa del techo flotante
m. = masa del agua de lluvia
Reemplazando en la ecuación (2.14), obtenemos:
mt + m.= Ps.Vt ......................................................................................... (2.16)
Primero debemos encontrar la masa del agua de lluvia:
m.= p •. v.
Pa = 1000 Kg./m3 = 62.428 lb./pie3
Sabemos que:
Área del agua =Área de la cubierta central = A1. entonces:
Va= A1 x ha= 1 221 301.213 pulg2 x 10pulg
Va= 12 213 012.13 pulg3 = 7 067.71 pie3
Ahora reemplazando para hallar masa del agua de lluvia.
m.= 62.428 lb/pie3 x 7 067.71 pié
m. = 441 2231b.
• Nivel de Flotación:
Reemplazando en la ecuación (2.16), tenemos:
mt + m.= Ps.Vt
170 240 lb. + 441 223 lb. = 0.0252891 lb/pulg3 x (1 572 543.838Z-
16 022 122.15) pulg3
611 463 = 39 768.21837 z- 405 185.0493
1 016 648.049 = 39768.21837 z Z = 25.56 pulg. = 26 pulg.
30
Volumen desplazado por el techo flotante
Masa del + Masa del agua Techo íiGtante .de lluvia
Figura 2.7: Tercera condición de flotabilidad
Evaluando:
2' - 9" > Z > 11 %", por lo tanto, el techo flotará con el nivel del producto
sobre el nivel de la cubierta central.
• Presiones
Presión = Nivel del líquido x Densidad
En el pontón, utilizamos altura media:
(Z- a) /2 x 0.0252891 lb/pulg3
((26- 11.5)/2) x 0.0252891 = 0.1833 lb/pulg2
En la cubierta central:
(Z- a) x 0.0252891 lb/pulg3
(26- 11.5) x 0.0252891 = 0.3667 lb/pulg2
2.1.3. Cálculo de las planchas y vigas
Cálculo de las planchas del pontón, Ver Figura 2.8 y 2.9.
Espaciamiento circunferencial de un compartimiento del pontón
Ancho exterior 4' -1 3/8" = 49.375"
Ancho interior 3'-71/2" = 43.5"
Promedio 3'- 10 7/16" = 46.4375"
31
Espaciamiento radial
Longitud del compartimiento 7'- O"
Al haber un poste intermedio 3'- 6"= 3.5'
1 '"··-·~ •• 1 318' 4'1 318"
.··~ i 4'1318"'
4' 1 3/8"
--~r--_ j--1 -?l. 1 ' 11
!
BARLRAC 1
¡;, -rt··--· ¡;¡ §T \--~ ::
1
"' Promedio"" 3' 10 7/16" \ . /----, -~ í i ., /15 1 ~ \/ \
'" _/
1 TF"' ~
1
MANHOLE 1 g! \ ' 1 ' \
1
. .., 1 \ 1 1
\ ' i 1 1 \ l - _ ___j____ -3-7-1 1 1
__L-.. ----;-7·1aCJ- 3'7112" 3' 7 112ft 1/2"~·
.--~-Ancho Interior
J 3' 7 1/2• ~~-."-
'
Figura 2.8: Compartimiento de un pontón (vista en planta)
viGAS CIRCUNFERENOALES
VIGAS RADIALES
/ / POSTE INTffiMEDIO
Figura 2.9: Compartimiento de un pontón (vista isométrica)
32
Requerimientos:
Planchas del techo del pontón, sobrecarga de 25 lb 1 pie2.4
Para planchas de 3/16", la máxima separación entre vigas es de 6.28 pies. 5
a. Cálculo de la plancha en la cubierta superior del pontón
Cargas actuantes
Peso propio6 (plancha de 3/16") 7.65 lb/pie2
Sobrecarga
Total
25.00 lb/pie2
32.65 lb/pie2
A este valor le llamamos carga total (w), por lo tanto:
W= 32.65 lb/pie2
• Cálculo de plancha
Momento Flector7 (M)
M = 1/12 x w x L 2 (Plancha de extremos empotrados con ancho de 11.5
pulg, pertenecientes a la barrera Cl. Ver figura 2.7)
Donde:
W: carga total = 32.65 lb/pie2
L: espaciamiento circunferencial promedio del pontón = 3.87 pie
M= 1/12 x 32.65 x (11.5/12) x 3.872 = 39.05 lb-pie
M = 39.05 lb-pie = 468.62 lb-pulg
Módulo de Sección (Z)
Z=M/cr
4 API 650 Apéndice C.3.10.2, ANEXO 1 'API 650 Capítulo 3.10.4.5 (pág. 401), ANEXO lil 6 API 650 Apéndice C.3.3.2, ANEXO 1 7 AISC 2- 301 (pág. 459), ANEXO 11
33
Donde:
a = Esfuerzo permisibles = 20 000 lb 1 pulg2
Z = 468.62 /20 000 = 0.023 pulg3
De acuerdo a nuestros cálculos el mínimo modulo de sección Z será 0.023
Evaluando:
Para planchas de 3/16",
E= bh2 /6 = (12 X (3/16)2)/6 = 0.0703 pulg3
El módulo de sección calculado para planchas de 3/16" resulta mayor al
valor mínimo calculado.
• Cálculo del ángulo rigidizador radial
Momento Flector (M)
M = 1/12 x w x L 2 (Viga de extremos empotrados con una distancia de
3.87')
M= 1/12 x 32.65 x 3.87 x 3.52 = 129.0 lb-pie
M = 129 lb-pie = 1548 lb-pulg
Módulo de Sección (Z)
Z=M/cr
Donde:
cr = Esfuerzo permisible = 20000 lb 1 pulg2
Z = 1548/20000 = 0.077 pulg3
Fuerza Cortante9 M
8 API 650 Capítulo 3.10.3.2 (pág. 400), ANEXO II1 9 AISC 2-301 (pág. 459), ANEXO 11
34
V= y, X w X L = y, X 32.65 X 3.87 X 3.5 = 221 lb.
Área = Fuerzas 1 Esfuerzo permisible
Donde:
cr =Esfuerzo permisible10 = 13000 lb 1 pulg2
Reemplazando se obtiene:
A= 221/13000 = 0.017 pulg2
De acuerdo a nuestros cálculos mínimos el área del ángulo "A" es 0.017
pulg2 y su modulo de sección Z es 0.077 pulg3.
Seleccionando el perfil por tabla 11 L2" x 2" x 3/16"
Área= 0.715 pulg2
Módulo de Sección = 0.190 pulg3
El área y el módulo de sección seleccionado según tabla para ángulos de
L2" x 2" x 3/16" resulta mayor al valor mínimo calculado.
b. Cálculo de la plancha en el fondo del pontón.
La máxima presión contra el fondo de los pontones ocurre en la segunda
condición de flotabilidad: La cubierta central y dos compartimientos
adyacentes del pontón perforados.
Cargas actuantes
Presión sobre el pontón 0.198519 lb/pulg2 = 28.6 lb/pie2
Peso propio 7.65 lb/pie2
Carga efectiva 20.95 lb/pie2
10 API 650 Capítulo 3.10.3.5 (pág. 401), ANEXO II1 11 AISC 1 -50 (pág. 50) ANEXO 11
35
• Cálculo de plancha
Momento Flector
M = 1/12 x w x L2 (Plancha de extremos empotrados con ancho de 1 pie,
traslapadas)
M= 1/12 x 20.95 x 1 x 3.872 = 26.151b-pie x 12 = 313.81b-pulg
Módulo de Sección
Z = M 1 Esfuerzo permisible
Z = 313.8/20000 = 0.01569 pulg3
De acuerdo a nuestros cálculos el mínimo modulo de sección Z es
0.01569pulg3, evaluando para planchas de 3/16",
E = bh2 /6 = (12 X (3/16)2)/6 = 0.0703 pulg3
El módulo de sección calculado para planchas de 3/16" resulta mayor al
valor mínimo calculado.
• Cálculo del ángulo rigidizador central.
Momento Flector
M= 1/12 x w x L2 (Viga de extremos empotrados)
M = 1/12 x 20.95 x 3.5 x 3.872 = 91.52 lb-pie x 12 = 1 098.24 lb-pulg
Módulo de Sección
Z = M 1 Esfuerzo permisible
Z = 1 098.24/20000 = 0.055 pulg3
Fuerza Cortante
V= 1/2 x w x L = Y:z x 20.95 x 3.87 x 3.5 = 141.881bs.
A= Fuerzas 1 Esfuerzo permisible
36
A= 141.88/13000 = 0.0109 pulg2
De acuerdo a nuestros cálculos mínimos el área del ángulo "A" es 0.0109
pulg2 y su modulo de sección Z es 0.055 pulg3.
Seleccionando el perfil por tabla L2" x 2" x 3/16"
Área= 0.715 pulg2
Módulo de Sección = 0.190 pulg3
El área y el módulo de sección seleccionado según tabla para ángulos de
L2" x 2" x 3/16" resulta mayor al valor mínimo calculado.
2.1.4. Determinación del número de soportes
Se efectuará:
1. Análisis estructural. Para determinar la capacidad portante de los
soportes de pontón, considerando una sección de tubería 3" Sch 80.
2. La determinación del número requerido de soportes para el pontón y
para la cubierta central.
a. Soporte del pontón
Cargas actuantes:
Peso propio del pontón, total 98500 lb.
Sobrecarga en el pontón
25 X lT X (58.9582- 51.9582
)
60 9791b.
Total de cargas actuantes 159 479 lb.
• Capacidad portante de cada soporte 12
12 AISC 5-42 (pág. 802), ANEXO 11
37
Características de la sección, Tubo 3" Sch 8013:
Área= 3.02 pulg2, r = 1.14 pulg.
Cuando kj{. < Ce
2Ce 2 Y [1- (kf;:'J]F
Fa= 5 3
(kj{.) (kj{.} .................................................................... (2.17)
-+-----3 8Ce 8Ce3
Cuando kj{. > Ce
121Z" 2 E Fa 23(kj{.} ··················································································· (2.18)
Para hallar Ce usamos la siguiente fórmula:
Ce=P;:E .................................................................................. (2.19)
Donde:
Ce = esbeltez de columna
E = modulo de elasticidad del acero 29 000 Ksi
Fy14 =esfuerzo permisible 35 Ksi
Ce= 21Z"2
x 29000000 = 128 35000
Para hallar SR15
SR= kj{. ... (2.20)
13 AISC 1 - 93 (pág. 93), ANEXO 11 14 AISC 3- 35 (pág. 507), ANEXO 11 15 ANEXO IV
38
Donde:
SR = razón de esbeltez de columna
K = es el factor de fijación de los extremos, 2
L = longitud real de la columna, en nuestro caso del soporte.
r = radio de giro mínimo de la sección transversal de la columna
SR= 2 X 117/1.14 = 205
Reemplazando (2.20) en (2.18) se obtiene:
Fa= 12 x if x 29000000 1 [23(205)2] = 3 553.4 PSI
Entonces la presión a la que va a estar sometido el soporte será:
P =Fax A= 3 553.4 x 3.02 = 10 731 lbs
b. Número de soportes por pontón.
Carga total/ Capacidad portante de un soporte= 159 479/10 731
= 14.86
Sin embargo, se usará 18 soportes para ubicarlos uno en cada
compartimiento del pontón.
c. Número de soportes de cubierta.
En la cubierta = Número total de soportes - Número de soportes del pontón.
Metrado de cargas
Peso total del techo
Sobrecarga = 25 x rr x R12 =
Menos (1/2 escalera) = 6000 12 =
Total de cargas actuantes =
170 240 lb.
273 0081b.
-3 000 lb.
440 2481b.
39
Número total de soportes
440 248/10 731 = 41
Distribución de soportes.16
En la cubierta:
En el pontón:
Total
3 + 6 + 12 = 21
18
39
Se usarán 39 soportes, ligeramente menor al cálculo teórico de 41, debido a que el
número de soportes que resisten la carga del techo son:
170 240/10 730 = 16.
Esto quiere decir que 25 soportes resisten la sobrecarga impuesta al techo por algún
evento.
273 008 X 23 / (25 X 58.9582 X lT) = 23 lb/pie2
Por lo tanto, el valor de la sobrecarga será 23 lb/pie2 al 92%.
2.2 Análisis y diseño del Sistema de Inyección de Agua - Espuma
contraincendios.
Para mayor referencia ver plano TAN-6000-05.
Nos referimos a la norma "National Fire Protection Asociation (NFPA) 1994,
estándar N• 11 ".
Datos:
Diámetro del tanque
Altura del tanque
Altura de la cámara de espuma
120 pies
42 pies
45 pies
16 Referencia Plano TAN- 6000- O 1 y Plano TAN - 6000- 02
40
Diámetro de la barrera de espuma
Requerimiento de espuma, según NFPA
Presión en formador de espuma
Densidad del liquido espumante
Diámetro de la tubería
Caída de presión en la tubería
Distancia entre cámaras de espuma
Cálculos:
• Área de la barra de espuma
rr/4 x (1202-1162) = 741 pie2
• Requerimiento espuma en el tanque
741 x 0.3 = 222 GPM por pie2
• Presión hidrostática a 45 pies de altura
h cámara de espuma = 45 pies = 540 pulg.
116 pies
0.3 GPM por pie2
55 PSIG
0.042 lb/pulg3
4 pulg.
2 PSI/100 pies
80 pies/cámara
P = p liquido espumante x h cámara de espuma = 0.042 x 540 = 23 PSIG
• Presión disponible por pérdida en cada tubería
P formador- P a 45 pies = 55 - 23 = 32 PSIG
• Flujo por cada tubería
Requerimiento de espuma 1 W tuberías de espuma
222 1 3 = 7 4 GPM
Considerando una longitud aproximada de 400 pies de tubería de 3" de diámetro
por tramo. ·
• Caída de presión en cada tubería será
41
2 X 400 /100 = 8 PSIG
• Por lo tanto la presión disponible será
P disponible- Pérdida de presión = 32- 8 = 24 PSIG.
El mínimo número de cámaras resulta:
Long. Barrera espuma 1 (80 pies/cámara)= 120 x rr /80 = 4.7 cámaras
Por tanto, se usará 6 cámaras TF-917 para poder distribuirlas en forma equidistante
que serán alimentadas por tuberías de 3" de diámetro.
2.3 Diseño del Sistema de Agua para Enfriamiento
Para mayor referencia ver plano TAN-6000-05.
Datos:
Diámetro del tanque 120 pies
Altura del tanque 42 pies
Altura del sistema de enfriamiento 37 pies
Diámetro del sistema de enfriamiento 120 pies
Requerimiento de agua, según NFPA 0.3 GPM por pie2
Presión de agua C. l.
Densidad de agua salada
Diámetro de la tubería
Caída de presión en la tubería
Distancia entre salidas de agua Cl
Cálculos:
• Área de enfriamiento
100 PSIG
0.0370305 lb/pulg3
6 pulg.
3 PSI/100 pies
1 pie
17 TF-9 es el tipo de cámara de espuma más comercial y usada por la industria petrolera.
42
TT X d X h = TT X 120 X 40 = 15079.64 pie2
• Requerimiento de agua en el tanque
15079.64 x 0.3 = 4524 GPM por pie2 ·
Presión hidrostática a 37 pies de altura
P = p agua salada x h cámara de espuma= 0.0370305 x 444 = 16.44 PSIG
• Presión disponible por pérdida en cada tubería
P agua Cl- P a 39 pies= 100-16.44 = 83.56 PSIG
• Flujo por cada tubería
Requerimiento de agua 1 W tuberías de agua
4524 1 2 = 7 4 GPM
Considerando una longitud aproximada de 380 pies de tubería de 3" de diámetro por
tramo
• Caída de presión en cada tubería será
2 X 380/100 = 7.6 PSIG
• Por lo tanto la presión disponible será
P disponible- Pérdida de presión= 83.56-7.6 = 76 PSIG.
El mínimo número de salidas de agua de enfriamiento resulta:
Long. Sistema enfriamiento /1 pie.= 120 x TT /1 = 532
Concluyendo, se usará 532 salidas de agua de enfriamiento y alimentadas por
tuberías de 3" de diámetro.
43
CAPÍTULO 111
DISEÑO DEL SISTEMA DE TELEMETRÍA
3.1 Definición de variables
3.1.1 Nivel
El nivel representa la cantidad de materia contenida en un depósito y
se determina mediante la medición de la altura que alcanza el contenido
sobre una linea de referencia relacionada con la capacidad del depósito.
3.1.2 Temperatura
La temperatura es una magnitud escalar que es una propiedad de
todos los sistemas termodinámicos en equilibrio térmico (o sea que no
presentan intercambio de calor entre sus partes).
3.1.3 Presión
La presión puede definirse como una fuerza por unidad de área o
superficie, en donde para la mayoría de los casos se mide directamente por
su equilibrio con otra fuerza conocida.
3.2 Requerimientos del sistema
Para la selección de instrumentación debemos partir de ciertos requerimientos
que facilitarán el monitoreo de manera local y remota en tiempo real, del tanque de
almacenamiento.
1. Dispositivo que mida el nivel de manera automática, con la finalidad de
determinar el volumen de hidrocarburo almacenado y/o despachado. Con
precisión mínima de ± 0.04pulg. sobre todo el rango de medición.
44
2. Dispositivo que detecte las variaciones de temperatura del hidrocarburo en el
tanque, con la finalidad de corregir el volumen a una base estándar adoptado en
la industria del petróleo. Con precisión como mínimo de ±O, 1 oc.
3. Dispositivo que mida la presión diferencial para calcular la densidad, con la
finalidad de calcular los parámetros internacionales, como los del Instituto
Americano del Petróleo (API) que con la temperatura servirá para corregir el
volumen bruto de hidrocarburo y convertirlo en volumen neto de hidrocarburo.
4. Dispositivo que cumpla con lo indicado en el artículo 41 del D.S. 052-93-EM. que
permita visualizar como mínimo, los valores de nivel y temperatura registrados y
que se ubique al pie del tanque.
5. Tener un sistema de seguridad que cuente como mínimo con interruptores de
alto y alto - alto de acuerdo al Reglamento de seguridad D.S. N° 052 - 93 - EM
Art. 36 "Tener equipos para evitar el rebose para el control o alarmas de nivel,
independiente del sistema de medición continuo".
6. Los instrumentos a instalar en el tanque, deben ser para trabajar en áreas
clasificadas, Clase 1 Zona 1.
7. Deberá ser de fácil mantenimiento.
3.3. Análisis y selección de la instrumentación
3.3.1. Medidor de nivel
En la industria, la medición de nivel es muy importante, tanto desde el
punto de vista del funcionamiento correcto del proceso como de la
consideración del balance adecuado de materias primas o de productos
finales.
45
El transmisor de nivel «inteligente» hace posible la interpretación del nive
real, puede eliminar o compensar la influencia de la espuma en flotación de
tanque.
3.3.1.1. Técnicas de medición
La medición de nivel de tanques tiene una larga historia, dad
que cada usuario y cada aplicación tiene sus propios requisitc
específicos, existen varias técnicas de medición y soluciones pa1
medir el contenido del tanque tales como:
a. Medición manual
La medición de tanques comenzó con la medición manual con 1 '
"DIPTAPE" graduado o varilla. Esta técnica se sigue utilizando en tol
el mundo, y es hoy todavía la verificación para evaluar rendimiento l
medición y verificación.
La exactitud típica de un "DIPTAPE" es de ± (0,004 + 0.0012L') pu
de la medida inicial de la cinta de inmersión, en la L' es el nivel en piE
La precisión con inmersión manual es una tarea difícil, especialmer
con fuertes vientos, frío, durante la noche o cuando el equipo
protección especial ha de ser utilizado. Ver Figura 3.1.
Además, un error humano, como mínimo de ± 0.08 pulg. ha
añadirse a las lecturas de la cinta. El estándar API 2545 es dedica
por completo a la medición manual tanque.
Figura 3.1: Medición manual de nivel
b. Medición tipo flotador
La primera cinta de flotación se presentó alrededor de 1930. Estos
instrumentos usan un pesado y largo flotador con el fin de obtener
suficiente fuerza motriz.
Inicialmente el flotador estaba conectado a través de un cable que
equilibraba el peso con un puntero a lo largo de la escala y el depósito
que indicaba el nivel, como se puede apreciar en la Figura 3.2.
Con una precisión mecánica de medición de ± % pulg. del rango,
debido a la fricción mecánica en poleas la confiabilidad es pobre.
47
CADENA O CINTA
Figura 3.2: Medición por flotador
c. Medición por servomecanismo
Son una versión mejorada respecto a los medidores tipo flotador que
se desarrollaron durante el año 1950. En esta medición, el flotador se
sustituye por un pequeño desplazador, suspendido por un fuerte
alambre flexible. Los medidores servomecánicos eléctricos utilizan un
servo motor para subir o bajar el desplazador. Un ingenioso sistema de
pesaje continuamente mide el peso y la flotabilidad del desplazador y
es controlado por el sistema servomecánico.
El mecanismo de fricción en el sistema servomecánico, no tiene ningún
efecto en la sensibilidad y exactitud de la medición. Asimismo, la
turbulencia no tiene efecto directo.
48
Los medidores servomecánicos modernos tienen muy pocas partes
móviles, por lo que resulta confiable y preciso. También tienen un alto
grado de procesamiento de datos.
La exactitud es mejor que la de 0.04 pulg. en más de 125 pies, rango
que puede ser alcanzado.
1 Serw Indicador de nivel
Transmisor da Ptesi6n
:;.._ __ Sensor de Tempera/uta
'---- Visualizador de campo e intetface
Figura 3.3: Medición por servomecanismo
d. Medición por radar
Es una de las más recientes técnicas, desarrollada a mediados de los
sesenta.
La medición de nivel por radar no tienen partes movibles y solo una
antena es requerida en el tanque. Esto resulta con costos de
mantenimiento realmente bajos, aunque los costos de inversión son
altos.
Ondas electromagnéticas viajan cerca de la velocidad de la luz debido
a las distancias cortas (Ver Figura 3.4), con una exactitud estándar
desde 0.04 pulg.
49
INVISIBLE
NIVEL MAXIMO
Figura 3.4: Medición tipo radar
e. Medición por HTG (Medición de tanque hidrostático)
Es una de las más antiguas técnicas para medir el contenido del
tanque. El nivel es medido mediante la presión diferenciaL
Existen diversas configuraciones de HTG disponibles, como se
muestra en la Figura 3.5.
• Un sistema HTG simple se puede construir con un solo transmisor
cerca de la parte inferior del tanque (P1). La masa total puede ser
calcula multiplicando la presión medida por el área equivalente del
tanque.
• Mediante la adición de un segundo transmisor (P2) a una distancia
conocida de P1, la densidad observada del producto puede
calcularse a partir de la diferencia de presión P1 - P2.
El nivel puede ser calculado a partir de la densidad y presión P1.
50
• Un P3 o un transmisor en la parte superior se puede agregar para
eliminar el efecto de la presión de vapor en los transmisores P1 y
P2.
Para tanques presurizados, HTG es menos adecuado. La gran
diferencia entre la presión de almacenamiento y las pequeñas
variaciones de presión hidrostática, causan resultados inexactos.
La exactitud es de 1.5 a 2 pulg. del rango, totalmente inaceptable para
la transferencia en custodia.
Transmisor de presión P3
Transmisor de presión P2
Transmisor de presión PI
Sensor de temperatura
Visualizador de campo e interface
Figura 3.5: Medición por HTG
3.3.1.2 Selección de la técnica de medición
Según manual de sistemas de medición de nivel automática
ENRAF (2005), existe un amplio rango de diferentes instrumentos de
medición de tanques. Las técnicas empleadas son más
complementarias que competitivas, así como cada principio de
medición tiene sus propias ventajas a continuación se realizará una
comparación de las tecnologías automáticas de medición tipo
51
servomecanismo, radar y HTG basándose en el tipo de producto que
va a ser almacenado en el tanque que para nuestro caso será gasolina,
que se encuentra dentro de los denominados Productos Blancos. Ver
Tabla 3.1.
Servomecanismo Radar HTG
Asfalto - ++ -
Aceite Combustible, + ++ + Crudos
Productos Negros +/- + +/-
Productos Blancos + ++ +
LPG/LNG ++ +/- -
Tabla 3.1: Calificación de técnicas de medición
Donde los resultados fueron:
Calificación
Mala
Regular
Buena +1-
Muy buena +
Excelente ++
La tecnología seleccionada fue: Radar.
3.3.1.2 Comparación de la instrumentación
Dentro de las consideraciones que se van a tomar en cuenta
en la selección de los medidores de nivel son:
52
La precisión, rango de medición, protocolo de comunicación y
suministro de energía. Se realizará la comparación de las
especificaciones técnicas de cuatro proveedores escogidos, como son:
VAREC, ROSEMOUNT, TANKRADAR REX y ENRAF; en la Tabla 3.2
se resumen sus especificaciones técnicas.
Marca Modelo
VAREC 7500
ROSEMOUNT 5600
Características
• Medir líquidos con una precisión mínima de ±
0.04 pulg.
• Las partes húmedas están separadas
completamente del circuito electrónico.
• Montaje en lo alto del tanque con brida de 6"
ANSI150 RF.
• Aprobación a prueba de explosión para Clase 1,
División 1, Grupos C y D (Factory Mutual o del
mismo nivel internacional).
• Salida Digital: 4 - 20 mA con HART.
• Rango de medición: 0-66 pies.
• Conexión eléctrica: 3/4" NPT.
• Suministro de energía: 16 a 36 VDC, 600 MW.
• Capacidad de Predicción de mantenimiento
del instrumento.
• Medir líquidos con una precisión mínima de ±
0.2 pulg.
• Montaje en lo alto del tanque con brida de 6"
ANSI150 RF.
• Aprobación a prueba de explosión para Clase 1,
División 1, Grupos C y D (Factory Mutual o del
mismo nivel internacional).
• Salida Digital: 4- 20 mA con HART.
• Rango de medición: 0-164 pies.
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT.
• Suministro de energía: 24 a 240 VDC, 10 MW.
53
• Medir liquides con una precisión mínima de ±
0.12 pulg.
• Montaje en lo alto del tanque con brida de 6"
TANKRADAR ANSI150 RF.
REX 3900L • Certificación UL 1 ULC
• Salida Analógica: 4- 20 mA.
• Rango de medición: O a 197 pies.
• Conexión eléctrica: 3/4" NPT.
• Suministro de energla: 20 a 28 VDC.
• Medir Hquidos con una precisión mínima de±
0.16 pulg.
• Montaje en lo alto del tanque con brida de 6"
ANSI150 RF.
873 • Aprobación a prueba de explosión para Clase 1,
ENRAF División 1, Grupos C y D (Factory Mutual o del SMARTRADAR
mismo nivel internacional).
• Salida Analógica: 4 - 20 mA.
• Rango de medición: O - 131 pies.
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT.
• Suministro de energla: 110 VAC.
Tabla 3.2: Características de medidores de nivel
3.3.1.4 Selección del medidor de nivel
El medidor, se empleará para medir el nivel de Gasolina en el
tanque de techo flotante, empleando la tecnología Tipo Radar de la
Marca VAREC Modelo 7500. Este medidor de nivel será ubicado en la
parte superior del techo flotante del tanque y un Display local para la
visualización de las variables.
a. Alcances
• Mide nivel de líquidos con una precisión mínima de± 0.04 pulg.
54
• Se instalará a lo alto de los tanques, para el cual se construirá una
plataforma para el acceso a la calibración y mantenimiento. El
producto a medir es gasolina.
• Cuenta con un diseño simple, ligero y compacto.
• Técnicas de instalación probadas en campo.
b. Características
• Medir líquidos con una precisión mínima de± 0.04 pulg.
• Las partes húmedas están separadas completamente del circuito
electrónico.
• Montaje en lo alto del tanque con brida de 6" ANSI 150 RF.
• Aprobación a prueba de explosión para Clase 1, División 1, Grupos
C y O (Factory Mutual o del mismo nivel internacional).
• Salida Digital: 4-20 mA con HART.
• Rango de medición: O- 66 pies.
• Conexión eléctrica: 3/4" NPT.
• Suministro de energía: 16 a 36 VDC, 600 MW.
• Capacidad de predicción de mantenimiento del instrumento.
c. Ventajas
• Alta precisión: mínimo± 0.04 pulg.
• Utilizado en aplicación de administración de inventario de tanque,
control de pérdidas, seguridad de costo total y operación segura.
• Costo eficaz y simple instalación vía con HART y suministro de
energía intrínsecamente segura de 24 VDC.
55
• Utilizado para aplicación de medición de nivel, fondo y densidad.
d. Principio de Operación
Los medidores de nivel para Tanque, Radar 7500 RTG son un sistema
de medición que mide hacia abajo, su funcionamiento esta basado en
el método de tiempo de transito. Esto mide la distancia del punto de
referencia (la conexión de proceso) a la superficie de producto,
mediante impulsos de radar emitidos por una antena plana, reflejados
en la superficie del producto y recibidos otra vez por el medidor radar.
Ver figura 3.6.
BRIDA: PUNTO DE REFERENC!A DE MEDIDA
D
E
F
L
R ~ j
/ -20mA 100%
BRIOA:. PUNTO DE REFERENCIA OEMEOlOA
4mA Oo/o
Figura 3.6: Principio de operación de Radar 7500 RTG
• Entrada
Los impulsos reflejados de radar son recibidos por la antena y
transmitidos en la electrónica. Un microprocesador evalúa la señal e
identifica el eco de nivel causado por la reflexión del impulso de
radar en la superficie de producto. La exactitud de 1mm de la serie
56
. f?í~·~.~ .... ~-,~ .... ~~ .... :~~\, ü (r~J:~~. ~t .... ·.:·.:-:·: í ~,; ::·., .~· : : ,f 1
7500 RTG es alcanzada con los algoritmos patentados d~l.i6~~/ PhaseMaster.
La distancia "D" a la superficie de producto es proporcional al "t"
tiempo de viaje del impulso
D=c•U2
Donde:
e = Velocidad de la luz.
Basado en la distancia E conocida, el nivel Les calculada:
L=E-D
Donde:
E = superficie inferior de la conexión de proceso.
La 7500 serie RTG es equipada con funciones para suprimir ecos
de interferencia. El usuario puede activar estas funciones. Ellos
aseguran que los ecos de interferencia (por ejemplo los bordes y
uniones de soldadura) no son interpretados como el eco de nivel.
• Salida
El Radar de modelo 7500 RTG esta configurado para ingresar el
valor de la distancia vacía E (=zero), la distancia llena F (=span), y
un parámetro de aplicación. El parámetro de aplicación
automáticamente adapta el instrumento a las condiciones de
medición. Los puntos de datos "E" y "F" corresponde con el 4mA y
20mA respectivamente para instrumentos con la salida de corriente.
57
Los cuales corresponden al 0% y el 100% para salidas digitales y el
módulo de demostración.
e. Diagrama de Conexionado
Basándonos en la hoja técnica proporcionada por el fabricante del
instrumento seleccionado, procedemos a elaborar el diagrama de
conexión. En la figura 3.7, se muestra el instrumento físicamente,
señalando sus partes externas; y en la figura 3.8, se muestra la
conexión entre el medidor de nivel y el monitor display.
ENCAPSULADO (ENCLOSURE)
Figura 3. 7: Forma física del medidor de nivel VAREC 7500 (LIT - 6000)
58
,_ 6000
POWER SIGNAL 24 VDC 4~20mA
- + - +
( ::;.-PANTALLA (SCREEN)
~@
1 2 3 4 5
LIT- 6000 +~:ST
D p ~ GR
LANT OUND
--
Figura 3.8: Conexión del medidor de nivel VAREC 7500 (LIT - 6000)
3.3.2. Medidor de temperatura
La medida de temperatura constituye una de las mediciones más
comunes y más importantes que se efectúan en los procesos industriales. Las
limitaciones del sistema de medida quedan definidas en cada tipo de
aplicación por la precisión, por la velocidad de captación de la temperatura,
por la distancia entre el elemento de medida y el aparato receptor y por el tipo
de instrumento indicador, registrador o controlador necesarios; es importante
señalar que es esencial una comprensión clara de los distintos métodos de
medida con sus ventajas y desventajas propias para lograr una selección
óptima del sistema más adecuado.
59
3.3.2.1Técnicas de medición
a. Medición manual
La medición manual de temperatura, utilizando "TERMÓMETROS
ELECTRÓNICOS" es la más usada en la zona de Talara. Con
exactitudes entre± 0.2 oc (O- 100 oc) y± 0.4 oc (> 1 00°C).
El termómetro electrónico disponible más común tiene una plomada
pesada con una alta capacidad termal sobre la punta de prueba o
cabeza del sensor.
La punta de prueba contiene un elemento sensible a la temperatura, el
cual está conectado eléctricamente a circuitos electrónicos contenidos
en el mecanismo de lectura.
b. Medición puntual
Suministra sondas de temperatura puntual. Las sondas pueden
instalarse en cualquier ubicación del tanque.
c. Medición media
Medición de temperatura media basada en la medición de resistividad.
Proporciona una solución de exactitud de ± 0.3 oc. La interfaz puede
utilizarse en combinación con elementos PT1 00 de puntos múltiples o
elementos de temperatura de resistencia múltiple.
d. Medición múltiple
Es para varios rangos de temperatura, para diversas aplicaciones en
cualquier longitud deseada. La medición de temperatura se lleva a
60
cabo mediante una sonda de hasta 16 elementos. Dispone de una
precisión de medición de ± 0.1 oc.
3.3.2.2 Selección de la técnica de medición
Las temperaturas en los tanques de almacenamiento varian
significativamente con la profundidad, basándose en la precisión de la
técnica utilizada y en la variación de temperaturas, la tecnología
seleccionada fue: Múltiple.
3.3.2.3 Comparación de la Instrumentación
Dentro de las consideraciones que se van a tomar en cuenta en la
selección de los medidores de temperatura son: precisión y rango de
medición. Se realizará la comparación de las especificaciones técnicas
de dos proveedores escogidos, como son: VAREC y ENRAF; para ello
en la Tabla 3.3, se resumen sus especificaciones técnicas.
Marca
VAREC
Modelo
Pro be
Caracterlsticas
• Medir temperaturas con una precisión de
± 0.1°C.
• Aprobación a prueba de explosión para
Clase 1, División 1, Grupos C y D (Factory
Mutual o del mismo nivel internacional).
• Mide continuamente la temperatura
promedio del producto.
4535 • Conexión eléctrica: Y," NPT.
• Conexión al proceso: Bridada 2" ANSI RF
150#.
• Material de la brida: 400SS.
• Comunicación con el indicador vla
protocolo HART.
• Rango de medición: -20 a 100 "C.
61
ENRAF Vito LT
767
• Número de elementos: 8 PT100
• Medir temperaturas con una precisión de
±0.1 'C.
• Aprobación a prueba de explosión para
Clase 1, División 1, Grupos C y D (Factory
Mutual o del mismo nivel internacional).
• Mide continuamente la temperatura
promedio del producto.
• Conexión eléctrica: 3/4" NPT
• Conexión al proceso: Bridada 2" ANSI RF
. 150#.
• Material de la brida: 316SS.
• Comunicación con el indicador vía
protocolo HART.
• Rango de medición: -55 a 135 'C.
• Número de elementos: 9 PT100
Tabla 3.3: Características de medidores de temperatura
3.3.2.4. Selección del medidor de Temperatura
El medidor se empleara para medir la temperatura en varios
puntos del producto (Gasolina) en el tanque. Para lo cual se ha
seleccionado el MEDIDOR DE TEMPERATURA MULTIPLE DE LA
MARCA VAREC MODELO PROBE 4535.
a. Alcances
• Medidor de temperatura múltiple intrínsecamente segura para
aplicaciones de control de inventario y transferencia de custodia.
• Debe ser combinado con varios dispositivos HART, tales como el
medidor de nivel Radar y el Monitor aliado de Tanque.
62
• El Medidor de temperatura Múltiple mide la temperatura promedio
del producto y convierte la entrada a una salida compatible HART.
• Los datos de temperatura son usados para el cálculo de la
corrección del volumen (VCF) y el volumen estándar neto requerido
para medición de inventario preciso.
• Con Display de visualización de variable.
b. Características
• Clasificación de protección: Intrínsecamente segura, para Clase 1,
División 1, Grupos C y D (Factory Mutual o del mismo nivel
internacional).
• Mide continuamente la temperatura promedio del producto.
• Conexión eléctrica: (1) Y>" NPT.
• Conexión al proceso: Bridada 2" ANSI RF 150#.
• Material de la brida: 400SS.
• Comunicación con el indicador de nivel Tank Side Monitor 4590 vía
protocolo HART.
• Rango de medición: -20 a 100 oc.
• Número de elementos: 8 PT1 OO.
• Espaciamiento entre elementos: 5.25 pies.
• Longitud de sonda: 42 pies.
c. Principio de Operación
La sonda de temperatura promedio está basado en los elementos
puntuales Pt100. Está comprendido por hasta 16 elementos de
63
temperatura dependientes de la altura del tanque y el espaciamiento
de los elementos. Cada elemento consiste de un PT1 00 Clase A.
Todos los elementos son continuamente escaneados para actualizar
los datos de temperatura medida en el indicador de nivel
aproximadamente cada 2 minutos.
d. Diagrama de Conexionado
Basándonos en la hoja técnica proporcionada por el fabricante del
instrumento seleccionado, procedemos a elaborar el diagrama de
conexión. En la figura 3.9, se muestra el instrumento físicamente,
señalando sus partes externas; y en la figura 3.1 O, se muestra la
conexión entre el medidor de temperatura y el monitor display.
CONEXIÓN AL •-• PROCESO
Figura 3.9: Forma física del medidor de temperatura VAREC PROBE 4535 (TIT- 6000)
64
CERRADURA PARA TABLERO ENCAPSULADO
TIERRA PARA PANTALLA DEL CABLE
CABLE TRENZADO APANTALLADO
\
CERRADURA DE CUBIERTA
PANTALLA (S CREEN)
Figura 3.10: Conexión del medidor de temperatura VAREC PROBE 4535 (TIT- 6000)
3.3.3. Medidor de presión
El control de la presión en los procesos industriales da condiciones de
operación seguras. Cualquier recipiente o tubería posee cierta presión
máxima de operación y de seguridad, variando este de acuerdo con el
material y la construcción. Las presiones excesivas no solo pueden provocar
la destrucción del equipo, si no también puede provocar la destrucción del
equipo adyacente y ponen al personal en situaciones peligrosas,
particularmente cuando están implícitas, fluidos inflamables o corrosivos.
3.3.3.1 Clases de presión.
La presión puede medirse en valores absolutos o diferenciales. En la
Figura 3.11, se indican las clases de presión que los instrumentos
miden comúnmente en la industria.
65
z o
"' "' "' a.
A i 1 1
e·ee' e· • • • f VARIACIONES 1 1 1 L EN LA PRESION
- ---~ ~L __ J ____ : ---~.::.~~=r •A' - - - - - J. - - - - - - - , l 1 - - -r¡ifMOsFERic,C 1
11 l l ESTANCAR
: ó o o'
CERO ABSOLUTO
Figura 3.11: Clases de presión
a. Presión absoluta, se mide con relación al cero absoluto de presión
(puntos A y A' de la Figura 3.11 ).
b. Presión atmosférica, es la presión ejercida por la atmósfera
terrestre medida mediante un barómetro. A nivel del mar, esta
presión es próxima a 760 mm. de mercurio absolutos o 14,7 PSIA
(libras por pulgada cuadrada absolutas) y estos valores definen la
presión ejercida por la atmósfera estándar.
c. Presión relativa, es la determinada por un elemento que mide la
diferencia entre la presión absoluta y la atmosférica del lugar donde
se efectúa la medición (punto B de la figura). Hay que señalar que
al aumentar o disminuir la presión atmosférica, disminuye o
aumenta respectivamente la presión leída (puntos B' y B"), si bien
ello es despreciable al medir presiones elevadas.
d. Presión diferencial, es la diferencia entre dos presiones, puntos C
y C' de la Figura 3.11.
e. Presión de vacío, es la diferencia de presiones entre la presión
atmosférica existente y la presión absoluta, es decir, es la presión
66
medida por debajo de la atmosférica (puntos D, D' y D" de la Figura
3.11 ). Viene expresado en mm. columna de mercurio, mm columna
de agua o pulgadas de columna de agua.
3.3.3.2 Clasificación de los instrumentos de presión diferencial
Según se indica en el punto B.2.3.1.1 (Medición de Densidad) del
documento Standard Practice for Level Measurement of Liquid
Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tan k Gauging del API -
MPMS (Manual of Petroleum Measurement Standards), la clase de
presión que va a ser medida en el tanque de almacenamiento es
Presión Diferencial.
El campo de aplicación de los medidores de presión diferencial es
amplio y abarca desde valores muy bajos (vacío) hasta presiones de
miles de bar.
Los instrumentos de presión diferencial se clasifican en tres grupos,
según Tabla 3.4.
Instrumento Señal Precisión Ventajas Desventajas
• Uso de Aire limpio .
• No guardan
información. 3-15psi • Rapidez • [)istancias limitadas . Neumático ±0,5% 0,2-1 bar • Sencillez • Mantenimiento caro .
• Baja precisión .
• Sensible a
vibraciones.
Electro- Analógica ± 0,5% o • Campo de • Sensible a mecánico de4-20 mA mejor medida más vibraciones.
67
amplio. • Lento {para
• Bajo costo de variables rápidas
mantenimiento. puede presentar
• Configuración problemas).
remota. • Comunicación
unidireccional.
• Alta precisión
• Más
estabilidad
• Fiable
• Autodiagnóstico
Digital con • Comunicación Alto costo inicial. •
Electrónico Múltiples ±0,075% bidireccional • No intercambiable
protocolos o mejor • Configuración
con otras marcas remota
• Campo de
medida más
amplio
• Bajo coste
mantenimiento
Tabla 3.4: Clasificación de Instrumentos de Presión Diferencial
3.3.3.3 Selección de la técnica de medición
Basándose en la precisión y ventajas del instrumento para la medición
de presión diferencial, el instrumento de tecnología seleccionado fue:
Electrónico.
3.3.3.4 Comparación de la instrumentación
Dentro de las consideraciones que se van a tomar en cuenta en la
selección del medidor de presión diferencial son: Precisión, rango de
medición, tipo de conexión al proceso y protocolo de comunicación.
68
Se realizará la comparación de las especificaciones técnicas de seis
proveedores escogidos, como son: ROSEMOUNT, ENDRESS +
HAUSER, ABB, YAMATAKE, SIEMENS y FOXBORO; para ello en la
Tabla 3.5 se resume.
Marca Modelo
ROSEMOUNT 1151DP
ENDRESS+HAUSER PMD75
Características
• Libre ajuste de cero y Span (Máximo
Rango) con o sin presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de
explosión, para Clase 1, 11 y 111, División 1,
Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo
nivel internacional).
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Señal de comunicación: 4-20 mA con Hart.
• Display: LCD.
• Alojamiento: 316SS
• Rango de medición: 100 psi
• Precisión: +/- 0.075%
• Conexión al proceso: 1/4"- 1/8".
• Libre ajuste de cero y Span con o sin
presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de
explosión, para Clase 1, 11 y 111, División 1,
Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo
nivel internacional).
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Señal de comunicación: 4-20 mA con Hart.
• Display: LCD.
• Alojamiento: Acero inoxidable AISI 316L.
• Rango de medición: 45 psi (3 bares).
• Precisión: +/- 0.075%
• Calibración 1 Unidades: valor nominal 1
PSI; lineal.
69
ABB
YAMATAKE
SIEMENS
265DS
STC 929
Sitrans P
os 111
• Sello de proceso: FKM Vitón.
• Conexión al proceso: Brida 2" 150 # RF.
• Libre ajuste de cero y Span con o sin
presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de
explosión, para Clase 1, 11 y 111, División 1,
Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo
nivel internacional).
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Disponible en múltiples protocolos
• Display: LCD.
• Alojamiento: Acero inoxidable Al SI 316L.
• Rango de medición con del sensor: 14.5 a
1450 psi
• Precisión: +/- 0.04%
• Conexión al proceso: 1/4"- 1/8"
• Libre ajuste de cero y Span con o sin
presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de
explosión, para Clase 1, 11 y 111, División 1,
Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo
nivel internacional).
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Señal de comunicación: 4-20 mA con Hart.
• Display: LCD.
• Alojamiento: Acero al carbono y 316SS
• Rango de medición: 5 a 507 psi
• Precisión: +/- 0.2%
• Conexión al proceso: Brida 2" 150 # RF.
• Libre ajuste de cero y Span con o sin
presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de
explosión, para Clase 1, 11 y 111, División 1,
Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo
70
nivel internacional).
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Disponible en múltiples protocolos
• Display: LCD .
• Alojamiento: Acero inoxidable Al SI 316
• Rango de medición: 62 psi
• Precisión: +/- 0.075%
• Conexión al proceso: Brida 2" 150 # RF .
• Libre ajuste de cero y Span con o sin
presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de
explosión, para Clase 1, 11 y 111, División 1,
Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo
nivel internacional).
FOXBORO IDP 10 • Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Seiial de comunicación: 4-20 mA
• Display: LCD .
• Alojamiento: Acero inoxidable Al SI 316
• Rango de medición: 10-300 psi
• Precisión: +/- 0.2%
• Conexión al proceso: Brida 2" 150 # RF .
Tabla 3.5: Características de medidores de temperatura
3.3.3.5Selección del Medidor de Presión
El medidor de presión se empleará para calcular la densidad a través
de la diferencia de presión, y será instalado al pie de tanque, para
facilitar la visualización por parte del operador.
Se ha seleccionado EL MEDIDOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL
MARCA ENDRESS+HAUSER MODELO PMD75.
71
a. Alcances
• Transmisor de Presión Diferencial, inteligente con protocolo de
comunicación HART.
• Proveerá el parámetro para que el software calcule la densidad y
masa, para considerar la implementación a futuro con el software
S CADA.
b. Características
• Libre ajuste de cero y Span con o sin presión de referencia.
• Clasificación de protección: A prueba de explosión, para Clase 1, 11 y
111, División 1, Grupos A-G (Factory Mutual o del mismo nivel
internacional).
• Conexión eléctrica: 1/2" NPT
• Señal de comunicación: 4-20 mA con Hart.
• Display: LCD.
• Alojamiento: Acero inoxidable AISI 316L.
• Rango de medición: 45 psi (3 bares).
• Precisión: +/- 0.075%
• Calibración 1 Unidades: valor nominal/ psi; lineal.
• Sello de proceso: FKM Vitón.
• Conexión al proceso: Brida 2" 150 # RF.
d. Diagrama de Conexionado
Basándonos en la hoja técnica proporcionada por el fabricante del
instrumento seleccionado, procedemos a elaborar el diagrama de
72
conexión. En la figura 3.12, se muestra el instrumento físicamente,
señalando sus partes externas; y en la figura 3.13, se muestra la
conexión entre el medidor de presión y el monitor display.
DISPLAY
CONEXIÓN A LA ATMOSFEir11RA .......
SOPORTE----~"
Figura 3.12: Forma física del medidor de presión ENDRESS+HAUSER PMD75
(PIT- 6000)
CUBIERTA
Jj.JMPER PARA SENAL DE PRUEBA
DE4-20 mA
TERMINAL DE TIERRA INTERNO
(S CREEN)
OPCIONAL
TO /-6000 +TERMINAL 14 - TERMINAL 15
SEÑAL DE PRUEBA 4 - 20 rnA ENTRE EL TERMINAL
POSITIVO Y NEGATIVO
TERMINAL DE TIERRA EXTERNO
Figura 3.13: Conexión del medidor de presión ENDRESS+HAUSER PMD75 (PIT - 6000)
73
3.3.4 Interruptores de Nivel
Debido a lo exigido por la ley de hidrocarburos 26221 y al diseño elaborado,
se ha seleccionado el INTERRUPTOR DE NIVEL DE LA MARCA
MAGNETROL MODELO 873.
Selección que ha sido basado en la experiencia del Sector Ingeniería de
Talara.
a. Alcances
• Interruptores de nivel de tipo de jaula externa que son unidades
completamente autónomas diseñadas para el montaje al lado de un
tanque o con conexiones de tubo roscadas o bridas. Estas unidades son
un estándar en la Industria y Refinerías de Petróleo y Plantas Químicas,
miles de estos interruptores están al servicio diario en todo el mundo.
b. Características
• Cámara de acero al carbón y flotador de 316 acero inoxidable
• Temperaturas de Proceso hasta +1000 F o (+538 oC).
• Rango de gravedad especifica tan bajo como 0.32
• Tipo de interruptor: SPDT (single point double terminal) contacto seco.
Mecanismos de interruptor Simples y múltiples disponibles ·
• Interruptores disponibles en: NEMA 4X/7/9 la Clase 1, la división 1 Grupos
e y el polímero o cubierto de aluminio.
• Tipo de Conexión al proceso: Roscado 1" x150#.
74
c. Principio de operación
Un imán permanente es conectado a un actuador cuando hay subida de nivel
(rising level), el interruptor giratorio sube debido a nivel líquido, el flotador
levanta el mango de atracción dentro del campo del imán, con el cierre del
resorte en el tubo de encapsulamiento no magnético.
El tubo de encapsulamiento proporciona un límite de presión estático entre el
mecanismo de interruptor y el proceso. Una bajada en el nivel(falling level), el
resorte se retrae y el imán del interruptor queda deshabilitado. Ver Figura 3.8.
Pl'ilCBil!l IJiquiid
Procee!l, liq:ufd
Falling Level
Figura 3.14: Interruptor de nivel
d. Diagrama de conexionado
Basándonos en la hoja técnica proporcionada por el fabricante del
instrumento seleccionado, procedemos a elaborar el diagrama de conexión.
En la figura 3.15, se muestra el instrumento fisicamente, señalando sus
partes externas; y en la figura 3.16, se muestra la conexión entre el switch de
nivel y el monitor display.
75
ENCAPSULADO (ENCLOSlJRE)
Figura 3.15: Forma física del interruptor de nivel MAGNETROL 873
(LSH - 6000 y LSH - 6000)
LSH- 6000 LSHH- 6000 NO C NC
1r@@@
+1 ALARMA!
+
1- 6000 LEYENDA NO: Normally Open C : Common NC: Norrnally Clase
Figura 3.16: Diagrama de conexión del interruptor de nivel MAGNETROL 873
(LSH - 6000 y LSH - 6000)
76
3.3.5 Display aliado del Tanque
El display indicador al lado del tanque, se empleará para visualizar el
nivel y temperatura del producto (Gasolina) en el tanque, instalado al pie de
tanque, para facilitar la visualización por parte del operador y por ingeniería se
recomienda que sea de la misma marca de los instrumentos de medición, se
empleara un MONITOR DISPLAY DE LA MARCA VAREC MODELO 4590.
a. Alcances
• Montaje al lado del tanque. Tiene la capacidad de ser instalado hasta
1200m (Conexión local HART).
• Proveerá indicación de datos de nivel y temperatura medidos y estado de
operación.
• Varios tipos de protocolos de comunicación estándar en la industria
incluyendo Sakura V1, EIA-485 MODBUS, Whessoematic WM550,
ENRAF BPM. Aprobado para el empleo en áreas peligrosas a prueba de
explosión, calibración digital.
b. Características
• Interfaces con el Software FuelsManager via la Unidad Remota Terminal
(RTU), que proporciona la comunicación al PLC, DCS y sistemas SCADA.
• Clasificación de protección: A prueba de flama; a prueba de explosión,
para Clase 1, División 1, Grupos A, B, C y D (Factory Mutual o del mismo
nivel internacional).
• Conexión eléctrica: 3/4" NPT:
• Suministro de energía: 18 a 50 VDC.
77
• Módulos de 1/0 digitales: 2
• Comunicación con medidor Tipo Radar y medidor multipunto, vía protocolo
HART.
c. Diagrama de conexionado
Basándonos en la hoja técnica proporcionada por el fabricante del
instrumento seleccionado, procedemos a elaborar el diagrama de conexión.
En la figura 3.17, se muestra el instrumento físicamente, señalando sus
partes externas; en la figura 3.18 y 3.19, se muestra la conexión entre el
medidor de presión y el monitor display.
·, . ~ , ¡ ENCLOSURE 1
ENCLOSURE2
Figura 3.17: Forma fisica del Monitor Display VAREC 4590 (1- 6000)
78
ENCLOSURE1
1: POWER
rr==l L/+ 24VDC 01
02 N 1-
~~ALARMA1 ~ LSHH -6000
04 + /
~ -05
1 l)ALARMA2 06 l L~OO
-ID 1- oooo 07
~ e::=:_= '¡e
08 ® 09 ® 10 ® 11 GND
~ 12 '@
13 ® 14
+ + PIT -6000
-H - 1 COPCIONAL) 15 '==
Figura 3.18: Diagrama de conexión del Monitor Display VAREC 4590 (1-6000)
ENCLOSURE2
16
~ 17 18 19 = 20
m 21 22
[~ 1-6000 23
r==:"" + 24 H _ T/T- 6000 25 ·~ -
26 @
27 @ '===. r==:"" 4 SIGNAL L
28 H 1 - 4-20mA T 29 3
30 + + 2 POWER 6 p o
31 ~
- 1 24 'vOC o o
Figura 3.19: Diagrama de conexión del Monitor Display VAREC 4590 (1- 6000)
79
3.4. Lógica de instrumentación
Los símbolos y diagramas son usados en el control operativo para indicar la
aplicación en el proceso, el tipo de señales empleadas, la secuencia de
componentes interconectadas y de alguna manera, la instrumentación empleada. La
Sociedad de Instrumentistas de América (ISA por sus siglas en ingles lnstruments
Society of America) publica normas para símbolos, términos y diagramas que son
generalmente reconocidos en la industria. Este acápite está basado en esas normas
y ayudará a utilizar e interpretar los símbolos empleados en el control de
operaciones.
3.4.1. Identificación del Instrumento
Los instrumentos son generalmente identificados por números en una
etiqueta. El número de la etiqueta identifica (1) la función en el proceso u
operación y (2) el lazo de control en el cual está localizado. La Figura 3.20
indica cómo las letras y los números son seleccionados y agrupados para
lograr una rápida identificación.
Primera Letra
Letras Número del Subsecuentes Lazo de control
T IT Identificación
Funcional
6000 Identificación
del lazo
Figura 3.20: Nomenclatura de Identificación del Instrumento
80
La función o variable de operación puede ser fácilmente asociada con el tipo
de medición hecha en el proceso. Así, el TIT (Transmitter Indicador
Temperature por sus siglas en ingles) mostrado en la figura 3.11, identifica un
Transmisor Indicador de Temperatura.
La Tabla 3.6 muestra las letras correspondientes a la lógica de
instrumentación, las cuales son leídas de derecha a izquierda, debido a sus
siglas en inglés.
Primera Letra(S) Letras Posteriores Variable de
Modificador Lectura de
Salida Modificador Proceso salida A análisis A 1 alarma
quemador de • • • B
flama e conductividad e 1 controlador D densidad o 1 diferencial
voltaje E 1 elemento • E
pnmano F flujo F 1 relación G calibre G 1 vidrio
H manual H alto
HH alto alto 1 corriente 1 1 indicador indicador J potencia J 1 muestrear
K tiempo
K estación de control
L nivel
L lluz L bajo LL bajo bajo
M humedad M 1 medio N • • • • o • o 1 orificio P presión P 1 punto Q cantidad o 1 inte¡¡rado R radioactividad R 1 registrador S velocidad s 1 seguridad S interruptor T temperatura T transmisor u multivariable u 1 multifunción u multifunción u 1 multifunción V viscosidad V válvula w peso w 1 pozo X y • Y 1 relé z posición z 1 drive
Tabla 3.6: Simbología de Instrumentación
81
3.4.2 Diagrama de Instrumentación P&ID
Para la confección de nuestro diagrama P&ID (Piping and lnstrumentation
Diagram) utilizamos la norma ISA S5.1. Ver Tabla 3.6.
Este P&ID va a ser diseñado usando la Tabla 3.6, donde identificaremos las
variables y funciones de los instrumentos empleados. Ver Figura 3.21.
r-----------------------1
: r-------------@@ ~ : LSHH
1 1 1 1 1 TQ-6000
: GASOLINA
@ LEYENDA
Preslón atmosférica
TIT :TRANSMISOR INDICADOR DE TEMPERATURA MU L TI PUNTO LIT :TRANSMISOR INDICADOR DE NIVEL PDIT: TRANSMISOR INDICADOR DE PRESION DIFERENCIAL LSH · S'NITCH DE NIVEL ALTA LSHH: SWITCH DE NIVELALTAALTA
:DISPLAY !\11SUAUZADOR ------ SEÑALHART
Figura 3.21: P&ID de tanque de techo flotante
3.5. Selección del canal de comunicación
Hoy en día, hay diferentes protocolos de comunicación estandarizados para los
diferentes fabricantes de instrumentos y es por ello que cada fabricante tiene
además de su propio protocolo de comunicación, para llevar el tipo de señal
remotamente y que pueda enlazar o amarrar a sus propios protocolos, un protocolo
de comunicación comúnmente conocido que puede ser el MODBUS, HART, entre
otros.
82
3.5.1 Protocolo de Buses de Comunicación Estandarizados
a. Protocolo PROFIBUS,
Norma internacional de bus de campo de alta velocidad para control de
procesos normalizada en Europa por EN 50170.
Existen tres perfiles:
• PROFIBUS DP (Decentralized Periphery), orientado a sensores 1
actuadores enlazados a procesadores (PLCs) o terminales.
• PROFIBUS PA (Process Automation), para control de proceso y
cumpliendo normas especiales de seguridad para la industria química (lEC
11158-2, seguridad intrínseca).
• PROFIBUS FMS (Fíeld bus Message Specification), para comunicación
entre células de proceso o equipos de automatización.
Las distancias potenciales de bus van de 100m a 24 Km. (con repetidores y
fibra óptica). La velocidad de comunicación puede ir de 9600 bps a 12 Mbps.
b. Protocolo HART (High Away Adressed Remote Terminal)
Es un protocolo para bus de campo soportado por la HART COMUNICATION
FOUNDATION y la FIELDBUS FOUNDATION, su campo de aplicación básico
es la comunicación digital sobre las líneas analógicas clásicas de los sistemas
de instrumentación, manteniendo éstas en servicio. Sus prestaciones como
bus de campo son reducidas.
Utiliza el bus analógico estándar 4-20 mA sobre el que transmite una señal
digital modulada en frecuencia. Transmite a 1200 bps manteniendo
83
compatibilidad con la aplicación analógica inicial y sobre distancias de hasta 3
Km. Normalmente funciona en modo maestro-esclavo.
c. Protocolo MODBUS
En su definición inicial MODBUS era una especificación de tramas, mensajes
y funciones utilizadas para la comunicación con los PLCs MODICON.
MODBUS puede implementarse sobre cualquier línea de comunicación serie
y permite la comunicación por medio de tramas binarias con un proceso
interrogación-respuesta simple. Debido a que fue incluido en los PLCs de la
prestigiosa firma MODICON en 1979, ha resultado un estándar de tacto para
el enlace serie entre dispositivos industriales.
MODBUS PLUS define un completo bus de campo basado en técnica de paso
de testigo. Se utiliza como soporte físico el par-trenzado o fibra óptica.
En la actualidad MODBUS es soportado por el grupo de automatización
SCHNEIDER (TELEMECHANIQUE, MODICON).
3.5.2 Comparación de los Protocolos de Comunicación
Cada protocolo tiene un rango de aplicación, fuera del mismo disminuye el
rendimiento y aumenta la relación costo 1 prestación. En muchos casos no se
trata de protocolos que compitan entre sí, sino que se complementan.
A continuación se presenta un cuadro comparativo entre los 3 principales
protocolos estándar. Ver Tabla 3.7.
84
PROTOCOLOS DE COMUNICACIÓN ESTÁNDAR
PROFIBUS MODBUS HART
• Puede ser conectado en • Utilizado en complejas
red desde el nivel de • Aplicación básica en los comunicaciones entre
campo hasta el nivel de PLC.
dispositivos de campo.
célula.
• Comunicación analógica 4 • Comunicación digital • Comunicación digital
-20 mA.
• Alto costo • Alto costo • Bajo costo
• Puede alcanzar hasta 1.2 • Alcanza 1.2 Km. de • Longitud máxima del cable
Km. distancia. 1.9 Km.
• Mercado laboral • Mercado laboral peruano
peruano carente de carente de capacitación • Fácil de usar y
para aplicación de esta capacitación para
comprender. aplicación de esta
tecnología. tecnología.
Tabla 3.7: Comparación entre Protocolos de Comunicación
3.5.3 Selección del canal de comunicación
Por las características mencionadas arriba, podemos notar que el más factible
es el protocolo HART, debido a que este protocolo no solo es de fácil acceso
y de fácil comprensión, sino que también brinda las prestaciones necesarias
para nuestro diseño, a continuación se detalla el fundamento tecnológico del
protocolo elegido.
Fundamento Tecnológico de HART
El protocolo HART utiliza el estándar Bell 202 FSK (Codificación por Cambio
de Frecuencia) para superponer las señales de comunicación digital al bucle
de corriente 4-20mA, como se muestra en la Figura 3.22.
85
20mA.
4mA-
1
! ! ¡ 1 1 1 1 1 i ! • . :
1
1 1
Señal digital
tiempo
Figura 3.22: Comunicación digital HART superpuesta a la señal analógica de 4-20mA
La información binaria es representada mediante una señal de dos
frecuencias distintas. Un cero lógico es representado por una frecuencia de
2200Hz, mientras un uno lógico es representado por una frecuencia de
1200Hz. Estos tonos se superponen a la señal de continua, y como la señal
de AC tiene un valor promedio cero, la señal de continua no es afectada como
se muestra en la Figura 3.23.
+O.SmA
Señal Analógica
-0,5mA
Free. FSK
Lógica
(j '' (\ vv __ v 1200Hz 2200Hz
"1"' .. 0 ..
Figura 3.23: Codificación FSK del protocolo HART sobre la señal analógica 4-20mA
86
El protocolo HART permite la comunicación digital en los dos sentidos de
forma que es posible enviar información adicional a la variable de proceso
transmitida hacia o desde un instrumento de campo inteligente. La variable de
proceso es portada por la señal analógica mientras que mediante la
comunicación digital se accede a medidas adicionales, parámetros de
proceso, configuración de instrumentos, calibración e información de
diagnostico que mediante el protocolo HART viaja sobre el mismo cable y
simultáneamente a la señal analógica. Esto supone una gran ventaja a la hora
de implantar esta tecnología de comunicación digital, frente a otras
tecnologías digitales, ya que es compatible con los sistemas existentes.
HART es principalmente un protocolo maestro/esclavo lo que significa que el
dispositivo de campo (esclavo) habla solo cuando es preguntado por un
maestro. En una red HART dos maestros (primario y secundario) pueden
comunicar con un dispositivo esclavo. Los maestros secundarios pueden
comunicarse con los dispositivos de campo sin distorsionar la comunicación
con el maestro primario. Un maestro primario puede ser típicamente un DCS
(Sistema Distribuido de Control), un PLC, o un sistema central de
monitorización o control basado en PC, mientras un maestro secundario
puede ser un comunicador portátil. Una configuración típica con dos maestros
se muestra en la Figura 3.24.
87
Comunicación analogica + digital
Comunicación remota+
diagnostico
Figura 3.24: Configuración con dos maestros para acceder a la información de campo
Dentro del protocolo HART existen varios modos para la comunicación de
información desde/hacia instrumentos de campo inteligentes y el controlador
central o equipos de monitorización. La comunicación digital maestro/esclavo
simultánea con la señal analógica 4-20mA mostrada en la Figura 3.25 es la
más común. Este modo, permite que el esclavo responda a los comandos-
peticiones del maestro 2 veces por segundo, mientras que la señal analógica,
que es continua, puede seguir portando la variable de control.
Maestro Petición
Esclavo
Respuesta
Figura 3.25: Comunicación HART maestro-esclavo
Otro modo de comunicación opcional es el modo "Burst" mostrado en la
Figura 3.26, que permite que un único dispositivo esclavo emita
continuamente un mensaje HART de respuesta estándar.
88
Maestro Esclavo
·Figura 3.26: Comunicación HART modo "Burst". (Opcional)
El protocolo HART también tiene la capacidad de conectar múltiples
dispositivos de campo sobre el mismo par de hilos en una configuración de
red multipunto como la que se muestra en la Figura 3.27. En la configuración
multipunto, la comunicación está limitada a la comunicación digital
maestro/esclavo. La corriente a través de cada dispositivo esclavo se fija al
mínimo valor para alimentar el dispositivo y no tiene ningún significado relativo
al proceso.
Solo Comunicadón Digital
Maestros múltiples
Hasta 15
Figura 3.27: Conexión de dispositivos HART en red multipunto
Desde la perspectiva de la instalación, para las señales de comunicación
HART se utiliza el mismo cable usado para transmitir la señal analógica 4-
20mA. Las longitudes de cable permitidas van a depender del tipo de cable
utilizado y del número de dispositivos conectados.
89
CAPÍTULO IV
PROCEDIMIENTO PARA LOS TRABAJOS DE REEMPLAZO DE UN TANQUE DE
TECHO FIJO POR TECHO FLOTANTE
4.1 Trabajos preliminares
a) lngenieria de detalle y especificaciones técnicas
Realizar la recopilación de información, de campo y de archivo del tanque que
va ser intervenido, necesaria para elaborar la ingenieria de detalle y
especificaciones.
Asimismo se realizará la elaboración del Cronograma de ejecución
programado y real del proyecto.
b) Estudio de impacto ambiental, plan de contingencia y estudio de riesgos
Realizar el estudio de Impacto Ambiental, la preparación de los planes de
contingencia durante la ejecución de los trabajos y después que el proyecto
esté terminado; los cuales deben hacerse aprobar por la Dirección General de
Asuntos Ambientales. Asimismo se debe realizar el estudio de riesgos.
e) Gestión de autorizaciones y permisos
Gestionar todas las autorizaciones y permisos requeridos, elaborando toda la
información que se requiera.
Dentro de los permisos y autorizaciones, considerar lo siguiente:
~ Informe Técnico Favorable de instalación, uso y funcionamiento
(OSINERG).
~ Autorización de instalación, uso y funcionamiento.·
90
~ Cálculo y gestión de aprobación de las Tablas de Cubicación.
d) Movilización, desmovilización de equipos, caseta provisional y baño
químico
Suministrar, reunir y transportar equipos, materiales y facilidades al lugar de la
ejecución del servicio, incluyendo equipo mecánico, materiales y todo lo
necesario para instalarse en el lugar de trabajo.
La desmovilización debe incluir el retiro y traslado de equipos y herramientas
de trabajo, una vez finalizadas éstas. Queda entendido que se deberá
efectuar la limpieza total de las áreas de trabajo que fueron ocupadas, así
como la remediación de la infraestructura afectada como consecuencia de la
ejecución del servicio; hasta quedar igual o en mejores condiciones que
antes. La limpieza del área de trabajo y retiro de desmonte debe ser
diariamente.
Se instalará en el frente de trabajo una caseta que hará de oficina/almacén
provisional de 50 m2; en la cual se guardaran todas las herramientas, equipos
y materiales necesarios para la correcta ejecución del proyecto. Los
materiales de la caseta provisional deben ser de triplay (espesor de 4 mm.).
4.2 Instalación de Techo Flotante
Para la construcción del techo flotante se requiere que se suministre y
construya una obra falsa en el interior del tanque. La obra falsa permitirá
colocar las planchas del techo en una posición perfectamente horizontal en la
zona de la cubierta (zona central). En la zona de los pontones las planchas
91
serán colocadas con una cierta pendiente en sentido radial, tal como se indica
en el plano TAN- 6000-01, de ensamble general del techo flotante.
El trabajo comprende la revisión, limpieza, cuadrado, rolado, corte, biselado y
soldado de las planchas y perfiles.
a) Limpieza interior, desgasificación del tanque
El tanque deberá estar completamente vacío, desgasificado y limpio de crudo
en su interior, listo para su intervención.
b) Suministro y transporte de materiales
Se debe suministrar y transportar todos los materiales (planchas, estructuras,
etc.) necesarios para la instalación del techo flotante, desde los almacenes de
los proveedores hasta el lugar de trabajo.
e) Construcción e Instalación del anillo de rigidez
Previo al desmontaje del techo fijo, se debe diseñar, suministrar e instalar el
anillo de rigidez, de tal manera que permita mantener la verticalidad y
circunferencialidad dentro de los valores permisibles, según los
requerimientos del API 650.
Se debe elaborar el procedimiento adecuado para el retiro del techo cónico,
con el fin de no dañar el anillo superior.
d) Desmontaje del techo fijo y transporte de material sobrante
El desmontaje del techo se realizará de tal manera que se pueda reutilizar los
materiales y no deben ser considerados como chatarra, sin previa calificación
del inspector.
92
Se retirará planchas, vigas radiales, vigas circunferenciales, ángulos de
rigidez y columnas del techo fijo. Todo lo desmontado que no sea
considerado como chatarra será entregado al usuario; los materiales chatarra
serán transportados a lugares indicados por el usuario.
e) Construcción y retiro de "Obra Falsa"
Una vez soldado en su totalidad el pontón, pero instalado provisionalmente a
fin de tener una superficie nivelada para el montaje y soldeo de las planchas
internas del diafragma (membrana formada por planchas) del techo, es
necesario instalar un sistema de "Obra Falsa" para tener las planchas del
techo en un plano horizontal paralelo al fondo del tanque. Entendiéndose por
"Obra Falsa" a la estructura de soporte del techo en circunstancias requeridas
para los trabajos de soldadura.
Culminado los trabajos, se procederá a retirar la "Obra Falsa" instalada.
f) Diseño, suministro e instalación de Techo Flotante Externo del tipo
Pontón
El flujo del fluido transportado en el ingreso/salida a considerar en el diseño
será de 9000 BPH (Barriles 1 hora).
Los resultados del registro de Verticalidad y Circunferencialidad del Tanque,
deben encontrarse dentro de los valores tolerables según los requerimientos
deiAPI653.
Se deberá efectuar el diseño considerando que la altura máxima de llenado
operativo será de 36 pies, así mismo se debe tomar en cuenta la edición
vigente del API 650 "Manufacturing, Distribution and Marketing Department".
93
El techo flotante será externo del tipo Pontón y deberá disponer de Sello
Primario y Sello Secundario; en el plano TAN-6000-09 se muestra un diseño
referencial. El Sello Primario será del tipo Bolsa (no metálico), montado en
vapor (vapor mounted). El sello secundario será instalado sobre el anillo del
techo flotante (rim mounted), el material debe ser elastomérico. En el Anexo
4.1 se adjunta esquemas de los sellos.
Asimismo de ser necesario se debe incluir el suministro e instalación del
sistema de drenaje de lluvias del techo flotante y efectuar el diseño, la
confección e instalación de la escalera exterior al techo flotante (escalera
deslizante) y plataforma superior; según requerimiento del API 650.
g) Pruebas
Conjuntamente con el usuario se efectuará la inspección general de las
nuevas instalaciones; antes de iniciar con las pruebas.
Se efectuaran las pruebas que sean necesarias (Prueba de vacío en techo
flotante; verticalidad y circunferencialidad; flotabilidad del techo; tintes
penetrantes y placas radiográficas en soldadura, prueba sistema
contraincendio, prueba hidrostática de las tuberías, etc.) con sus respectivos
protocolos de funcionamiento; serán reportados en el Informe Final.
h) Arenado y pintado en superficies metálicas
Una vez terminados los trabajos de metal - mecánica, se procederá a
ejecutar el arenado y posterior pintado del techo flotante.
94
4.3 Instalación de Sistema Contraincendio y Sistema de Enfriamiento
Se debe diseñar, suministrar e instalar, a todo costo, el Sistema de Inyección
de Agua - Espuma Contraincendio y el Sistema de enfriamiento, tomando
como referencia el sistema de inyección indicado en el plano TAN-6000-05.
Una vez terminados los trabajos de metal - mecánica, se procederá a
ejecutar el arenado y posterior pintado de las tuberías y soportes de cada uno
de los sistemas.
4.4 Instalación del sistema de telemetría (ver plano TAN- 6000- 06)
Descripción de trabajos
Obras Civiles
• Construcción de base para el montaje de Equipos
Obras Mecánicas
• Soldado de boquillas y bridas de las conexiones de proceso de los
instrumentos.
• Instalación del "stilling well y del termopozo ubicados en el punto
superior del tanque, de acuerdo a alcances del Servicio y
recomendaciones de Informe de Ingeniería aprobado por usuario (ver
plano TAN - 6000- 07).
• Construcción y montaje de soportes para equipos y para tuberías
conduits.
• Construcción de soportes para instrumentos de campo.
Obras Eléctricas
95
• Montaje de tuberías conduits, cajas de paso, sellos, acoplamientos
flexibles, etc.
• Cableado eléctrico a Indicador de nivel y Medidor de Nivel.
• Cableado de señal entre instrumentos de campo del tanque.
• Cableado eléctrico desde la Sub.-estación más cercana hasta el
indicador de nivel local (Tan k Side Monitor).
Obras de Montaje y Conexionado
• Montaje y conexionado de alimentación y señal de medidor de nivel,
medidor de temperatura y medidor de presión diferencial.
• Montaje y conexionado de alimentación de los interruptores de nivel.
• Calibración y Puesta en Marcha
• Calibración de medidores de nivel, medidores de temperatura y
medidores de presión diferencial.
• Elaboración de Protocolos de pruebas.
Descripción del servicio
El sistema propuesto comprenderá la selección, suministro, instalación,
pruebas y puesta en marcha de Medidor de nivel de tipo Radar, medidor de
Temperatura Multipunto, medidor de Presión Diferencial, Display Local e
interruptores de Nivel.
Al pie del tanque se instalará un indicador donde se visualizará localmente la
información requerida donde el operador podrá visualizar la información
medida de campo y calcular los volúmenes reales del tanque.
96
Los medidores de campo (Nivel, Temperatura y Presión diferencial) se
comunicaran mediante protocolo HART con el indicador local del tanque. Así
mismo le llegaran señales discretas de los interruptores de nivel Alto- Alto y
Alto (ver plano TAN- 6000- 08).
Sobre la base de lo expuesto, el sistema a instalar estará conformado por los
siguientes elementos principales:
• Medidor de nivel Tipo - Radar.
• Sensores de temperatura con indicador multipunto.
• Interruptores para el control de nivel.
• Sensores de presión para el cálculo de la densidad.
• Medidor de nivel de Interfase crudo-agua.
Los medidores de nivel y de temperatura, serán instalados en el techo flotante
del tanque. El medidor de nivel Tipo Radar se instalará en un tubo guía
("Stilling Well"), el medidor de temperatura, en un termopozo anclados en su
extremo inferior. Para las tomas de presión diferencial, una tiene conexión al
proceso con brida en la parte lateral del tanque y la otra a la atmósfera.
El display de variables y el transmisor de presión diferencial estarán ubicados
al lado del tanque para lo cual se acondicionarán soportes para su correcto
montaje.
El cableado de señal y alimentación de cada instrumento será protegido por
tuberías conduits, sellos cortafuego a prueba de humedad, uniones simples y
universales, acoplamientos flexibles y cajas de paso a prueba de explosión.
97
El cableado de la señal de alimentación al tanque será llevado desde
cualquier subestación eléctrica, vía tubería PVC SAP enterrado, para los
cuales se emplearán los buzones existentes.
Este sistema nos permitirá la posibilidad de integración futura al Sistema de
Supervisión y Control de Inventarios (Software SCADA Fuelmanager) el cual
se ubicará en la Sala de Control de las oficinas administrativas del área del
patio de Tanques.
98
CAPÍTULO V
COSTOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DEL TRABAJO
Está basado en el Capítulo IV "Procedimientos para los trabajos de montaje
de un tanque de Techo Fijo a Techo Flotante", es a partir de ahí que se hace un
estimado de costos de los posibles trabajos a realizar, todo ello dependiendo de lo
especificado por el comprador lo cual va a originar la variación de nuestros precios.
Esta cotización es referencial pero con costos reales, tomando como base los
precios de mercado de las compañías de Talara.
5.1 Trabajos Preliminares
Trabajos Preliminares
Ítem P.unit. P.parcial
Descripción Un d. Cant. Us$ us$
lngenieria de Detalle: Instalación Techo
5.1.1 Flotante (Incluye Sistema Contraincendio,
GL 1.00 3,800.00 3,800.00 Enfriamiento, Indicador de Nivel Automático
e Indicador de Temperatura y Presión).
Estudio de Impacto Ambiental, Plan de 5.1.2 GL 1.00 2,000.00 2,000.00
Contingencias y Estudio Riesgos.
Gestión de Autorizaciones y Permisos 5.1.3 GL 1.00 4,000.00 4,000.00
(OSINERG, etc.).
5.1.4 Caseta de Obra mL 50.00 14.11 705.50
5.1.5 Suministro, Instalación y Mantenimiento de
Und. 1.00 670.00 670.00 baño quimico.
5.1.6 Movilización y Desmovilización de equipos. GL 1.00 250.00 250.00
Retiro y Reinstalación de Muro m3 5.1.7 60.00 13.00 780.00
Contraincendio.
TOTAL 12,205.50
99
5.2 Suministro de Materiales y Construcción de Techo Flotante
Suministro de Materiales y Construcción de Techo Flotante
Ítem P.unit. P.parcial
Descripción Und. Cant. Us$ us$
Suministro y transporte de materiales 5.2.1 Kg 89,600.00 1.10 98,560.00
(planchas, estructuras, etc.).
5.2.2 Suministro, construcción y retiro de "Obra
Kg Falsa".
10,500.00 0.80 8,400.00
Construcción e instalación del anillo de 5.2.3 Kg
rigidez. 5,400.00 1.20 6,480.00
Retiro de Planchas del Techo fijo. Incluye
5.2.4 vigas radiales, vigas circunferenciales, Kg 50,000.00 0.20 10,000.00
ángulos de rigidez, columnas, etc.
5.2.5 Transporte de chatarra. Tm 72.00 20.00 1,440.00
5.2.6 Rolado de Planchas en taller. Kg 18,300.00 0.25 4,575.00
Construcción e instalación de anillo 5.2.7 Kg 5,700.00 0.90 5,130.00
adicional.
Confección e instalación de manhole de 5.2.8 Und. 1.00 300.00 300.00
24"0.
Confección e instalación de tubo de 5.2.9 Und. 1.00 1,200.00 1,200.00
medición manual.
Confección e instalación de soportes de 5.2.10 Und 39.00 70.00 2,730.00
techo flotante.
Construcción e instalación de techo 5.2.11 Kg 70,000.00 1.10 77,000.00
flotante.
5.2.12 Suministro de sistema drenaje de lluvias. Und. 1.00 9,300.00 9,300.00
5.2.13 Instalación de sistema drenaje de lluvias. Un d. 1.00 225.00 225.00
Suministro de sellos (Primario y 5.2.14 Un d. 1.00 40,000.00 40,000.00
Secundario) del techo flotante.
Instalación de sellos (Primario y 5.2.15 m 115.00 30.00 3,450.00
Secundario) del techo flotante.
Construcción y montaje de escalera
5.2.16 exterior del tanque (deslizante) y Kg 1,800.00 1.40 2,520.00
plataforma superior.
5.2.17 Prueba de vacío en techo flotante. m• 1,060.00 0.42 445.20
100
5.2.18 Pruebas radiográficas placa 50.00 20.00 1,000.00
5.2.19 Prueba de flotabilidad del techo TQ 1.00 230.00 230.00
Prueba de verticalidad y 5.2.20 TQ 1.00 400.00 400.00
circunferencialidad
Arenado a metal blanco del interior y m2 5.2.21 2,120.00 4.80 10,176.00
exterior techo flotante
Arenado a metal blanco del interior y m2 5.2.22 230.00 4.80 1,104.00
exterior anillo adicional
Arenado a metal blanco estructuras m2 5.2.23 70.00 4.80 336.00
interiores
Arenado a metal blanco estructuras m2 5.2.24 50.00 4.80 240.00
exteriores
Pintado exterior Sistema Epoxi Ami na m2 5.2.25 1,340.00 3.10 4,154.00
Poliuretano, 1 capa (4 mils)
Pintado exterior Sistema Epoxi Amina m2 5.2.26 1,340.00 3.10 4,154.00
Poliuretano, 2 capa (4 mils)
Pintado exterior Sistema Epoxi Ami na m2 5.2.27 1,340.00 4.71 6,311.40
Poliuretano, 3 capa (2 mils)
5.2.28 Pintado interior Sistema Fenólico, 1 capa
m2 1,130.00 3.10 3,503.00 (5 mils)
5.2.29 Pintado interior Sistema Fenólico, 2 capa
m2 (5 mils)
1,130.00 3.10 3,503.00
TOTAL 306,866.60
101
5.3 Suministro e Instalación del Sistema Contraincendio
Suministro e Instalación del Sistema Contraincendio
Ítem P. Unit. P. Parcial
Descripción Un d. Cant. Us$ us$
5.3.1 Suministro de tubería de 4"0 sch 40 m 260.00 17.00 4,420.00
5.3.2 Suministro de tuberia de 3"0 sch 40 m 70.00 9.00 630.00
5.3.3 Suministro de cámaras de espuma Und. 6.00 2,500.00 15,000.00
5.3.4 Suministro de codos giratorios Und. 6.00 850.00 5,100.00
5.3.5 Construcción tubería C. l. 4"0 m 260.00 10.00 2,600.00
5.3.6 Construcción tubería C. l. 3"0 m 70.00 8.00 560.00
5.3.7 Construcción e instalación de soportes H. Un d. 35.00 26.00 910.00
Prueba de tintes penetrantes (tuberías s
5.3.8 3" 0). m 330.00 4.50 1,485.00
5.3.9 Prueba Hidrostática (tuberias s 3" 0) m 330.00 1.20 396.00
5.3.10 Prueba sistema contra incendio. TQ 1.00 140.00 140.00
Arenado a metal blanco de tuberias de 4"
5.3.11 0y3"0. m2 75.00 4.80 360.00
Pintado sistema epoxi poluretano 1 O mm.
5.3.12 de espesor. m2 75.00 9.30 697.50
5.3.13 Retiro de cámaras de espuma techo fijo. Und. 3.00 19.10 57.30
Instalación de cámaras de espuma en
5.3.14 techo flotante. Und. 6.00 50.00 300.00
TOTAL 32,655.80
102
5.4 Suministro e Instalación del Sistema de Enfriamiento
Suministro e Instalación del Sistema de Enfriamiento
Ítem P. Unit. P. Parcial
Descripción Und. Cant. Us$ us$
5.4.1 Suministro de tubería de 6"0 Sch. 40. m 40.00 35.00 1,400.00
5.4.2 Suministro de tubería de 3"0 Sch. 40. m 130.00 17.00 2,210.00
Instalación de tubería de S. de 5.4.3
Enfriamiento de 6"0. m 40.00 14.00 560.00
Instalación de tuberfa de S. de 5.4.4
Enfriamiento de 3"0. m 130.00 10.00 1,300.00
5.4.5 Construcción e instalación de soportes H. Und. 6.00 30.00 180.00
5.4.6 Prueba de tintes penetrantes (tuberías s
6" 0). m 170.00 4.50 765.00
5.4.7 Prueba Hidrostática (tuberías s 6" 0). m 170.00 1.20 204.00
5.4.8 Prueba sistema enfriamiento. TQ 1.00 100.00 100.00
Arenado a metal blanco de tuberías de 6" 5.4.9
m2 0y3"0. 55.00 4.50 247.50
5.4.10 Pintado sistema epoxi poluretano 1 O mm.
de espesor. m2 55.00 12.65 695.75
TOTAL 7,662.25
103
5.5 Suministro e Instalación del Sistema Manual y Control Automático de
Nivel
Suministro e Instalación del Sistema Manual y Control Automático de Nivel
Ítem P. Unit. P. Parcial
Descripción Un d. Can t. Us$ us$
Radar TANK GAUGE BRAND VAREC o 5.5.1 EA
equivalente. 1.00 11,543.40 11,543.40
TANK SIDE Monitor BRAND VAREC o 5.5.2 EA 1.00 4,643.50 4,643.50
equivalente. Incluye Display Local
5.5.3 Instalación de equipos de medición. EA 1.00 850.00 850.00
Suministro e instalación de Stiling Well 5.5.4 GL 1.00 1,450.00 1,450.00
4"0 SCH 40 x 12m.
Suministro e Instalación de conduit 3/4"0 x 5.5.5 Tubo 8.00 90.16 721.28
3 m. Galvanizado en caliente
5.5.6 Suministro de cable 18 AWG Apantallado
30.00 10.04 301.20 m y trenzado
5.5.7 Suministro e Instalación de Caja de Paso
EA 4.00 43.75 175.00 Gual a Prueba de Explosión
Suministro e instalación de sellos 5.5.8 EA 2.00 28.28 56.56
mecánicos a Prueba de explosión
Suministro e Instalación de Acoplamiento 5.5.9 EA 2.00 181.25 362.50
flexible 1"0 x 12" long.
Pintado de conduit 2 capas sistema 5.5.10 GL 1.00 122.50 122.50
epóxico 8 mm
Suministro e instalación del switch de nivel 5.5.11 EA 2.00 1,465.63 2,931.25
marca
TOTAL 23,157.19
104
5.6 Suministro e Instalación del Indicador de Temperatura y Presión
Suministro e Instalación del Indicador de Temperatura y Presión
Ítem P. Unit. P. Parcial
Descripción Und. Cant. Us$ us$
Average Temperatura Transmitter Brand 5.6.1 EA 1.00 8,972.50 8,972.50
VAREC o equivalente.
5.6.2 Suministro e Instalación de Termopozo de
EA 1.00 1,100.00 1 '100.00 2"0 sch 40 x 12m.
Suministro e Instalación de conduit 1/2"0 x 5.6.3 Tubo 6.00 109.79 658.74
3m. Galvanizado en caliente
Suministro e Instalación de cable 18 AWG 5.6.4 m 30.00 10.04 301.20
Apantallado y trenzado
Suministro de Caja de Paso Gual a 5.6.5 EA 3.00 43.75 131.25
Prueba de Explosión.
Suministro e instalación de sellos a 5.6.6 EA 2.00 28.28 56.56
Prueba de explosión.
5.6.7 Acoplamiento flexible 1/2"0 x 12" long. EA 2.00 181.25 362.50
Pintado de conduit 2 capas sistema 5.6.8 GL 1.00 122.50 122.50
epóxico 8 mm.
Suministro e instalación del Medidor de
5.6.9 Presión Diferencial marca ENDRESS + EA 1.00 2,780.00 2,780.00
HAUSSER modelo PMD75
TOTAL 14,485.25
COSTO DIRECTO
GASTOS GENERALES+ UTILIDAD (15%)
SUB-TOTAL
IGV (19%)
TOTAL
397,032.59
59,554.89
456,587.48
86,751.62
543,359.10
105
CAPÍTULO VI
ANÁLISIS DE RESULTADOS
6.1 Reducción de emisiones de gases de hidrocarburos
Para proteger el Medio Ambiente, es necesario el cumplimento de la
normatividad establecida, en el D.S. 015 - 2006 EM relacionado con la
"Protección Ambiental en las Actividades de Hidrocarburos", que establece las
normas y disposiciones a nivel nacional para el desarrollo de las actividades
de exploración, explotación, transformación, transporte, comercialización,
almacenamiento y conexas en el almacenamiento de los hidrocarburos en
condiciones que éstas no originen un impacto ambienta y/o social negativo
para las poblaciones y ecosistemas que sobrepase los limites establecidos de
conformidad con el D.L. No 613 "Código del Medio Ambiente y los Recursos
Naturales", D.L. 757, y La Ley Orgánica de Hidrocarburos N" 26221.
Reglamento de aplicación para todas las personas naturales y jurídicas que
realicen proyectos, ejecuten obras y operación de instalaciones relacionadas con las
actividades de hidrocarburos; /as cuales son responsables por emisiones,
vertimientos y disposiciones de desechos al ambiente que se produzcan como
resultado de los procesos efectuados en sus instalaciones. Para este efecto
están obligados a evitar que elementos y/o sustancias puedan tener efectos
adversos en el ambiente o sobrepasen los límites establecidos.
El procedimiento para la estimación de pérdidas por evaporación, se basa en
los lineamientos de las Normas API 2517-2519 Primera Edición de Abril 1997
106
(tanques de techo flotante) y API 2518 Segunda Edición de Octubre 1991 (tanques
de techo fijo).
6.1.1 Método de cálculo de evaporaciones para Tanques de Techo
Flotante Externo
• Este método no es aplicable:
• Para estimar pérdidas de productos inestables.
• Para estimar pérdidas en tanques que poseen el sello y los accesorios del
techo deteriorados o significativamente saturados por el producto
almacenado.
• Para condiciones de velocidad del viento mayores a 15 millas/h.
• Para los cálculos en este tipo de tanques, es necesario considerar el tipo
de sello de los mismos, así como la clase y la cantidad de accesorios que
posea.
• Las pérdidas por efectos de evaporación están constituidas básicamente
por pérdidas por almacenamiento y pérdidas por operación.
a. Pérdidas por Almacenamiento
Las pérdidas por almacenamiento, están basadas en las pérdidas debidas a
accesorios y al tipo de construcción del tanque básicamente, y pueden ser
calculadas por medio de la siguiente expresión:
Ls = [(F,)+(F¡)+(Fd)]P*MvKc ....................................................................... (6.1)
Donde:
Ls : Pérdidas por almacenamiento lb/año
F, :Factor de pérdidas por sello lb-mol/año
107
F1 : Factor de pérdidas por accesorios del techo lb-mol/año
Fd : Factor de pérdidas por unión de las placas del techo lb-mol/año
P* : Función de presión de vapor (adimensional)
Mv : Peso molecular promedio del vapor almacenado en lb/lb-mol
Kc : Factor de producto adimensional
El factor de pérdidas por sello F,, puede ser estimado mediante la siguiente
ecuación:
Fr = K,D .................................................................................................... (6.2)
Donde:
K, : Factor de pérdidas en lb-mol/año.ft
D : Diámetro del tanque en ft
A su vez, el factor K,\ depende de la velocidad del viento y puede ser
estimado como sigue:
K, = Kra + Krb V"··· ........................................................................................ (6.3)
Donde:
Kra Factor de pérdidas independiente de la velocidad del viento.
Krb Factor de pérdida dependiente de la velocidad del viento.
V : Velocidad del viento millas/h
N : Exponente adimesional
El factor de pérdidas por accesorios del techo F1, puede ser estimado por
el tipo y número de los mismos, haciendo eso de la ecuación:
Ft = N11K11 + N12K12 + ....... + NfkKfk ............................................................. (6.4)
1 Ver Tabla 4- ANEXO VI
108
Donde:
Nfi : Número de cada tipo particular de accesorios.
Kfi : factor de cada tipo particular de accesorio.
: Número de accesorios 1 ,2, ..... , k (adimensional).
K : Número total de diferentes tipos de accesorios de la cubierta
(adimensional).
A su vez, cada factor correspondiente a cada tipo de accesorio, es calculado
mediante la siguiente expresión:
Kfi = Ktai + Ktb; (Kv V) mi ................................................................................. (6.5)
Donde:
Kfi : Factor total
Ktai : Factor independiente de la velocidad del viento
Kfb; : Factor dependiente de la velocidad del viento
Kv : Factor de corrección de la velocidad del viento
V : Velocidad promedio del viento
m : Exponente adimensional.
Para tanques de techo flotante externo: Kv= 0.7
Para la relación de valores de los factores2 K1a, Kfb y m.
El factor de pérdidas por tipo de construcción de la cubierta Fd depende
de si es soldado o remachado y puede ser estimado por la ecuación:
Fd = ~-Sd .D2 ·· ............................................................................•........•..•.. (6.6)
Donde:
'Ver Tabla- ANEXO VI
109
: Factor total de pérdidas por unidad de longitud de las uniones
de las placas del techo lb-mollft.año
Sd : Factor de longitud
D : Diámetro del tanque.
Si el techo del tanque es soldado, el factor Kd = O, sino, Kd = 0.34
Factor de perdida (P*) por producto almacenado, Tabla 6.1
PRODUCTO ALMACENADO FACTOR P*
CRUDO (Presión de Vapor = 4.5 PSI) 0.047
SOLVENTE (Presión de Vapor= 8.9 PSI) 0.091
GASOLINA (Presión de Vapor = 9.5 PSI) 0.114
Tabla 6.1
Peso Molecular (Mv), si no se tiene información disponible, pueden tomarse
los siguientes valores típicos:
• Para gasolinas
• Para crudos
64 lb/lb-mol
50 lb/lb-mol
Factor de Producto (Kc), explica los efectos de los diferentes tipos de
líquidos almacenados en las pérdidas por evaporación.
• Para gasolinas 1.0
• Para crudos 0.4
Densidad del vapor condensado
Para productos refinados del petróleo, la densidad del vapor condensado es
más baja que la densidad del líquido almacenado. Si la densidad del vapor
condensado no es conocida, puede ser aproximada por la siguiente ecuación:
' 110
Wv = 0.08Mv······························································································ (6.7)
Donde:
Mv Peso molecular
Con esto, podemos obtener las pérdidas por almacenamiento.
Si el techo del tanque está construido por uniones soldadas, entonces el
factor Fd es eliminado.
Además, si deseamos expresar las pérdidas en barriles/año, es necesario
dividir la expresión (6.1) entre 42 w •.
Así:
. __ [(Fr)+(FJ)+(Fd))P*.Mv.Kc Ls(bamles 1 ano) - ......................................... (6.8)
42Wv
Y si reemplazamos (6.7) en (6.8)
_ [(Fr)+(FJ)+(Fd))P* Kc Ls(barriles 1 ano) ............................................... (6.9)
42x0.08
Y si aplicamos el factor de producto Kc a la ecuación (6.9) entonces:
• Para gasolinas Ls = 0.29762 (F, + Ft+ Fd).P* .............. (6.10)
• Para crudos Ls = 0.11905 (F,+ F¡+ Fd).P* ............... (6.11)
b. Pérdidas por Operación
Las pérdidas correspondientes a la operación, se dan básicamente durante la
salida de producto del tanque debido a que al descender el nivel, cantidades
del producto pueden quedar adheridas a las paredes y estar en contacto con
el medio ambiente. Las pérdidas son bajas, y dependen principalmente del
diámetro del tanque y del volumen que sale del mismo. Estas pérdidas
pueden ser calculadas mediante la expresión:
111
Lw= (0.943}Q.C.Wi .................................................................................... (6 .12) D
Donde:
Q Volumen anual neto que sale del tanque en barriles/año
C Factor de limpieza (clingage) adimensional
W1 : Densidad promedio del líquido almacenado, a 60°F lb/gl
D : Diámetro del tanque ft
Factor de limpieza C
• Gasolinas = 0.0015
• Crudos = 0.0060
Si deseamos expresar las pérdidas en barriles/año, dividimos (6.12) entre
42W¡
Así:
Para gasolinas 3.36786xlo-' xQ
Lw= ........................ (6.13) D
Para crudos 1.34714xl0-4 xQ
Lw= D ......................... (6.14)
c. Pérdidas Totales. (Expresados en barriles/año)
Para gasolinas Sumamos (6.10) y (6.13)
Lt = 0.29762(Fr + Ff + Fd}P * + 33678<; w-s .Q ....................................... (6.15)
Para crudos Sumamos (6.11) y (6.14)
Lt = 0.11905(Fr + Ff + Fd}P*+ 1.34714
xl0-4.Q ........................................ (6.16) D
112
6.1.2 Ejemplo práctico de cálculo de evaporaciones para Tanques de
Techo Flotante Externo
Se desea calcular las pérdidas por evaporación en barriles/año del tanque de
techo flotante externo con las siguientes características:
• Tipo de techo: flotante externo
• Diámetro: 120 pies
• Capacidad: 77.77 MB
• Tipo de junta del cilindro: soldada.
• Velocidad del viento en la zona: 1 O mph
• Tipo de sello primario: Tipo bolsa no metálico montado en líquido.
• Tipo de sello secundario: sobre el anillo del techo flotante {rim mounted).
• Servicio: Gasolina
• El tanque es descargado 6 veces por mes.
• Accesorios:
o 01 escotilla de acceso
o 18 entradas de pontones
o 02 columnas de medición
o 03 Venteas
o 01 Drenaje
o 39 soportes del techo
Solución:
Datos:
D = 120'
{access hatches)
{gauge flota)
{gauge hatch)
{vacuum breakers)
{deck drain)
{deck leg)
113
P* = 0.114 (gasolina) y P* = 0.047 (crudo)
e= o.oo15
Q = 5'599,440 barriles/año
• Usando la ecuación (6.2) y la Tabla 4 del Anexo VI (factor K, = 1.5) se
obtiene Factor de pérdida por sellos:
F,=1.5(120)
F, = 7440
• Usando la ecuación (6.4) y la Tabla 6 del ANEXO V se obtiene Factor de
pérdidas por accesorios:
Ft = 1.6 (1) + 60(18) + 2.3 (2) + 14(3) + 7.2 (1) + 1.7 (39)
F, = 1201.7
• Usando la ecuación (6.6) y teniendo en cuenta que el techo del tanque es
soldado (factor !<,¡ = 0), se obtiene factor de pérdidas por tipo de
construcción de la cubierta:
• Reemplazando los datos en la ecuación (6.15) tenemos las pérdidas totales
de evaporación de gasolinas:
Lt = 0.29762(Fr + Ff + Fd}P * + 336786 X w-'.Q
D
Lt = 0.29762(7440+1201.7 +0)x0.114+ 3.36786x1o-' x5599440 120
Lt = 294.77barrilesl año
• Reemplazando los datos en la ecuación (6.16) tenemos las pérdidas totales
de evaporación de crudos:
114
Lt = 0.11905(Fr + Ff + Fd}P* + 1.34714 xi0-4.Q D
Lt = 0.11905(7440 + 1201.7+ o)x 0.047 + 1.34714
X 10
-45599440
120
Lt = 54.64barriles 1 año
6.1.3 Comparación de pérdidas por evaporación entre un Tanque de
Techo Fijo con un Tanque de Techo Flotante
Las pérdidas por evaporación en un Tanque de Techo Fijo se han obtenido de
datos referenciales históricos de Tanques cuyas dimensiones son iguales al
Tanque de Techo Flotante (120 pies diámetro y 42 pies altura}. Ver Figura 6.1
Techo Fijo
EV APORACION AL MEDIO AMBIENTE CRUDO : 460 bbVAilo GASOLINA : 1,125 bbL/Año
Techo Flotante
EV APORACION AL MEDIO AMBIENTE CRUDO : 55 bbVAIIo GASOLINA : 295 bbi/Ailo
Figura 6.1: Comparación de Evaporación en Tanques
Si consideramos la modificación de un Tanque de Techo Fijo por un Tanque
de Techo Flotante se obtiene un ahorro enorme de emanaciones de
hidrocarburos al medio ambiente. Tabla 6.2
liS
Evaporación en Evaporación en Reducción por
Producto Techo Fijo Techo Flotante evaporación
Crudo 460 bbl/año 55 bbl/año 410 bbl/año
Gasolina 1,125 bbl/año 295 bbl/año 830 bbl/año
Tabla 6.2
6.2 Costo 1 Beneficio de perdidas por evaporación de hidrocarburos
En este acápite se presentan los resultados de la evaluación técnico
económica para la instalación de un Techo Flotante, en reemplazo del Techo Fijo
existente. Para tal efecto, la información usada, en la medida de lo posible,
representa la situación real, tanto en los aspectos de aplicación de las tecnologías
como en la cuantificación de los montos de inversión y costos operativos.
Desde el punto de vista técnico, el Tanque de Techo Flotante Externo (TTFE},
cumple con los requerimientos de reducir las emanaciones de vapores al ambiente,
al estar en contacto con la superficie del líquido y reducir el espacio para el
asentamiento de vapores.
En el aspecto económico se considerará el monto necesario para el diseño,
construcción, instalación, pruebas y puesta en servicio del techo flotante.
6.2.1 Evaluación Técnica
a. Cumplimiento de Normas Técnicas del API 650 : "Especificaciones
para Diseño y Construcción de Tanques de Almacenamiento de
Hidrocarburos"
ARTICULO C.3.13: Usar sello en techos flotantes.
b. Exigencias legales: D.S. 052-93-EM del Ministerio de Energía y
Minas.
116
ARTICULO 18: Usar Techos Flotantes en tanques que almacenan
líquidos con Presión de Vapor Reid mayor a 4 psia o temperaturas
cercanas en 8.3°C a su Punto de Inflamación o a Temperaturas
mayores.
6.2.2 Evaluación económica
a. Período de evaluación de 50 años, con un costo internacional del
barril de US$ 96.
b. Inversión Inicial de construcción del techo flotante: US$. 543,339.10;
ver capítulo V.
c. Pérdidas anuales por evaporación de gasolinas: 79,680 US$/año
d. Pérdidas en el período de 50 años: US$ 3'984,000.
e. Costos referencial por Mantenimiento General y de Pintura de US$
26 990 con una frecuencia de Mantenimiento de 8 años
respectivamente.
6.2.3 Evaluación de resultados de la modificación del Techo del Tanque
Cálculo de la ganancia en bienes tangibles
Gt = Pp- (lnversiónlnicial +mantenimiento) ............................................... (6.17)
Donde:
Gt :Ganancia en bienes tangibles
Pp :Pérdidas en el periodo de 50 años
Reemplazando en (6.17), obtenemos:
Gt = 3984000- (543339.10+ 26990
X 50
) 8
117
Gt = 3271973.4
Cálculo de la ganancia en bienes intangibles
Gi = Pe x N ..... (6.18)
Donde:
Gi :Ganancia en bienes intangibles
Pe :Pérdidas por evaporación
N: Número de años, 50.
Reemplazando en (6.18), obtenemos:
Gi = 830x50
Gi = 41500
Se concluye que la modificación del Tanque de Techo Fijo a Techo Flotante
resulta beneficiosa para la empresa obteniendo ganancias tangibles e
intangibles.
La ganancia en bienes tangibles vendrá a ser un ahorro de US$ 3'271 ,943.4 y
la ganancia en bienes intangibles será un ahorro de emanaciones de
hidrocarburos al medio ambiente en 41 ,500 barriles durante un período de 50
años.
6.3 Comparación del Sistema Manual con el Sistema Telemétrico
Si bien es cierto se pueden lograr los mismos objetivos de medición usando técnicas
convencionales (sistema manual), y técnicas modernas (sistema Telemétrico); sin
embargo la diferencia de los resultados es significativa para el control operativo
cuando se habla de sistema de telemetría. En la tabla 6.3 se hace una comparación
detallada de ambos sistemas.
118
Sistema Manual Sistema Telemétrico
• Precisión baja • Precisión alta
• Monitoreo local • Monitoreo local y remoto
• Alto costo de mantenimiento • Bajo costo de mantenimiento
• Monitoreo programado • Monitoreo en tiempo real
• Trabajo de riesgo • Evitar el deterioro prematuro de la salud
• Demanda de esfuerzo físico del trabajador • Facilidad de trabajo y disminución de mano
de obra
• Se almacenan datos en memoria de • Se toman los datos en hojas y papel
instrumentos
• Se desconoce la causa de falla • Tienen autodiagnóstico e historial
• Lectura analógica • Lectura analógica y digital
• La evolución de un sistema manual es un
sistema telemétrico • Permite una integración a un SCADA
• Tecnologfa antigua • Tecnologfa moderna
Tabla 6.3
119
CONCLUSIONES
./ Como podemos apreciar se puede reducir la contaminación al medio
ambiente y a la vez obtener un ahorro significativo en la construcción de un
tanque con techo flotante .
./ El uso de un techo flotante en el almacenamiento de un hidrocarburo no solo
es recomendable, sino que es obligatorio para reducir la contaminación que
generan estos productos .
./ Para el diseño de nuestra modificación de tanque de techo fijo por techo
flotante, se ha respetado los estándares de ingeniería, principalmente el API
650 .
./ Un buen diseño de los tanques pueden garantizar una duración de hasta
cincuenta años, y proporcionar una confiabilidad y seguridad operativa .
./ El uso de la instrumentación asegura el rendimiento en el almacenamiento de
un hidrocarburo, puesto que se puede monitorear las variables del sistema
con precisión .
./ El tener un display al pie del tanque permitirá al operativo reducir el esfuerzo
demandado, por consiguiente aumentará su seguridad y productividad .
./ Al tener alarmas de nivel el tanque no llegará a rebosar su capacidad de
almacenamiento .
./ El sistema propuesto ofrece la probabilidad de una integración a un sistema
S CADA.
120
RECOMENDACIONES
../ Efectuar el diseño de acuerdo a los estándares de Ingeniería, normas API,
AISC, ASTM, NFPA, y otras reconocidas aplicables a la industria del petróleo
que son compatibles con las normas API.
../ Usar techo flotante en tanques que almacenan productos de presión de vapor
altos (mayor de 4 PSIA), para reducir la pérdida por evaporación y por
consiguiente contaminación al ambiente .
../ Es conveniente pintar de blanco, por lo menos la cubierta central del tanque,
a fin de disminuir la temperatura en el metal que está en contacto con el
líquido .
../ Los techos flotantes deberán usar el sello adecuado para las condiciones
particulares del tipo de producto almacenado y tipo de juntas del cilindro del
tanque .
../ De preferencia estandarizar las marcas de los instrumentos de un mismo
fabricante .
../ Usar un display integrador de variables de preferencia de la misma marca que
el medidor de temperatura y/o nivel.
../ Usar un protocolo de comunicación conocido en el mercado local, para evitar
problemas de mantenimiento .
../ Realizar los trabajos mecánicos y de automatización en un mismo período,
para evitar pérdidas económicas por paradas adicionales.
121
BIBLIOGRAFÍA
LIBROS
../ HERNÁNDEZ S., Roberto. Fernández C., Carlos, Baptísta L., Pilar. (1998).
Metodología de la Investigación. Segunda Edición, Capítulo IV. Págs. 60 y 66 .
../ MUROY Muroy, Osear (1979). Curso Diseño Mecánico. Petroperú Volumen 1 .
../ OLGUIN Amaya, Elías (2005).Seminario de Tesis. Universidad Cesar Vallejo .
../ PEDROSA, J. y Subira, F. (Setiembre 1999). Revista Alimentación de equipos
y tecnología "El inventariado de Tanques". lberfluid lnstrument S.A. Pág. 139 .
../ SANTOS Jimena, F. (2004).Revista Ingeniería Química. Internacional
Standard Serial Number 0210-2064. N°. 419. Págs. 97 a1 01 .
../ TECSUP (2001). Instrumentación Digital y Redes Industriales
../ CREUS Solé (1998). Instrumentación Industrial. 6ta. Edición
PUBLICACIONES
../ American lnstitute Steel Construction AISC, 9na. Edición
../ American Petroleum lnstitute. Welded Steel Tanks for oil Storage API 650.
Novena Edición (Julio 1993); Págs. 1.1 a P-18 .
../ "National Fire Protection Asociation (NFPA) 1994, estándar W 11
../ Normas API2517-2519 Primera Edición de Abril1997
../ El Peruano, 18 de noviembre 1993. D.S. 052-93 EM "Reglamento de
Seguridad para el Almacenamiento de Hidrocarburos". Pág. 118937 a
118958.
122
./ El Peruano, 3 de marzo 2006. D.S. 015-2006 EM "Reglamento para la
Protección Ambiental en las actividades de Hidrocarburos". Pág. 313661 a
313950 .
./ Ministerio de Energía y Minas. Ley Orgánica de Hidrocarburos y
Reglamentos. Ley 26221, 1995. Págs. 7 a 20 .
./ Ministerio de Energía y Minas. Ley Orgánica de Hidrocarburos y sus
Reglamentos- Ley 26221. D.S. 051-93 EM "Reglamento de Normas para la
Refinación y Procesamiento de Hidrocarburos", 1995. Pág. 48 a 65 .
./ Petroperú - Exposición técnica - económica de las alternativas existentes
para la instalación de un techo flotante en el tanque 256 (2002) .
./ Petroperú - Exposición de reducción de emisiones y ahorro en costo de
tanques de almacenamiento de gasolinas (2007) .
./ Petroperu - Refinería Talara. Blinder N°65 TK 522, Biblioteca Mantenimiento,
Andamio B2 - 3 .
./ Petroperu - Refinería Talara. Blinder W66 TK 523, Biblioteca Mantenimiento,
Andamio B2 - 3.
REFERENCIAS WEB
./ Medición de tanque hidrostática, HTG en:
http://www.enraf.com/default.aspx?app=Content&sub=&cpiD=3086&miiD=340
1_.
123
./ Medición de nivel por radar en:
http://www.enraf.com/default.aspx?app=Content&sub=&cpiD=3096&miiD=338
z . ./ Modelos de servo medidores de nivel. Disponible en:
http://www.enraf.com/default.aspx?topic=Servo&app=Content&sub=&cpiD=31
02&miiD=3364 .
./ Tanques de Almacenamiento de Hidrocarburos y telemetría: Disponible en:
http://www.fi.uba.ar/materias/6756/Tanques de almacenamiento de hidrocar
buros 1C 07.pdf .
./ Nivelimetría en Grandes Tanques, Selección de la mejor tecnología.
Disponible en:
http://www.schillig.com.ar/medicion nivel grandes tanques fr.htm .
./ Medición de Nivel. Disponible en:
http://www.sei.dragados.com/tanques.htm.
124
GLOSARIO
Arenado
Procedimiento de limpieza de superficies de acero mediante la proyección de un
chorro de arena impulsado por aire comprimido.
Control Operativo
Es el conjunto de actividades operativas aplicadas durante el Proceso de Control de
las variables de: nivel, presión y, temperatura; de un tanque de almacenamiento de
hidrocarburos.
Proceso de Control, dinámico, que se ha automatizado para obtener en tiempo real
los cambios en las Variables del Proceso y su entorno, para luego tomar las
acciones de corrección necesarias para mantener la seguridad operativa, calidad del
producto, velocidad de producción, ahorro de energía, etc.
Dichas Variables de Proceso son valores predeterminados que están de acuerdo al
diseño y/o control requerido, fuera de los cuales dichos valores son inaceptables y
originan que el control se vuelva inestable.
Cubicación
Acción de cubicar, medir el volumen de un líquido a partir de la geometría del
cuerpo y de sus propiedades.
Espuma Contraincendio
Producto final de la mezcla de líquido espumante, agua y aire, formado en la cámara
de espuma o en las boquillas para espuma mecánica. La espuma tiene la propiedad
de sofocar el incendio y enfriar el producto.
125
FSK (Frequency Shift Keying)
Es también conocido como cambio de frecuencia de modulación de frecuencia y
cambio de señalización. Frecuencia Shift Keying es una señal de datos convertida
en una determinada frecuencia o tono con el fin de transmitir a lo largo de hilo, cable,
fibra óptica o medios inalámbricos a un punto de destino.
Gravedad API
La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para expresar la gravedad
específica de los aceites.
Gravedad específica
La relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la
densidad de agua a 4°C.
Instrumentación
La ISA (lnstrument Society of America) la define como la aplicación de los
instrumentos. Por extensión se entiende por instrumentación al conjunto de
instrumentos utilizados en las funciones de medición y control de operación de una
máquina, equipo, planta o instalación industrial.
Líquido espumante
Producto que tiene la propiedad de formar espuma al mezclarse, en proporción
adecuada, con agua y aire.
Manifold
Equivalente a un tablero de control, es un lugar que consta de varias válvulas en
donde se controlan manualmente la entrada y salida de los productos a través de las
tuberías.
126
Manhole
Llamado entrada de hombre. Es un~ entrada a los equipos que sirve para realizar el
mantenimiento.
PSIA
La medida en PSIA expresa la "presión absoluta", tomando como cero la ausencia
total de presión.
PSIG
La medida en PSIG mide la presión "relativa" o "manométrica", que toma como cero
el valor de la presión atmosférica (14,7 PSIA). Es una unidad práctica, porque los
manómetros comunes marcan cero cuando están abiertos a la atmósfera.
Para convertir PSIG en PSIA, debemos sumarle a la primera 14,7 libras/pulgada
cuadrada.
Pinturas epóxi o epóxica
Se transportan en dos envases, en uno la resina epoxi y en el otro un catalizador o
endurecedor. Los pigmentos pueden ir con cualquiera de los dos componentes.
Disolventes fuertes. Duración limitada de la mezcla.
Muy duras, gran resistencia química, adherencia al cemento, secado rápido. Se
pueden mezclar con alquitranes obteniendo impermeabilidad y resistencia al agua.
Pinturas fenólicas
Tienen buena resistencia al exterior y una resistencia al agua mayor que la del tipo
epóxica, pero menor retención de brillo que esta.
Presión de Vapor Reíd (PVR)
Sirve para determinar la presión verdadera de un líquido derivado del petroleo.
127
El procedimiento para correr una prueba PVR implica que en dos ocasiones el
liquido se exponga al medio ambiente; una vez que la muestra es recolectada en un
recipiente y cuando es transferida al aparato de prueba, los hidrocarburos ligeros se
vaporizaran y la lectura de presión de vapor resulta menor.
Protocolos
Conjuntos de reglas y convenciones entre dos comunicantes.
Solado
Primera capa de hormigón pobre que se coloca en una zanja para luego fundir el
cimiento de 5 a 10 cm de espesor.
128
ANEXO 1
API650 "APENDICE C"
STD.API/PETRO STD 650-ENGL 1993 .. 0732290 0611219 146 ..
APPENDIX C-EXTERNAL FLOATING ROOFS
C.1 Scope
This appendix provides minimum requirements that. unless othcrwise qualified in the teXI. apply 10 pan-type. pontoon-type. and double-deck-type floa.ting roofs. This appendix is intended to limit only those facrors thal affect the safc1y and durability of 1be installation and that are considemi to be consistent with the qualiry and safety requiremcnu. of this standard. Numerous altemative details and propríetary appunenances are available; however. agreemcnt belween the purchaser and tbe manufacturer is required befare they are used.
C.2 Material The material requiremenrs of Scction 2 shall apply unlcss
otberwi5e stated in this appendix. Castings shall conform to ASTM A 27. Grade 60·30. fully annealed.
C.3 Design
C.3.1 GENERAL
The roof and accessorics shall be designed and consttucted so that the roof is aJiowcd to float to thc maximum design liquid le..,el and then return to a liquid levcl that floats the roof wcll below the top of the tank shell wilhout damage to any pan of the roo f. mnk. or appunenances. During such an occurrence. no manual anention shall be required to pro1ect the roof. tank. or appurtenance~. If a windskin or top-shell extension is used to contain the roof seals at the highes1 point of travel. appropriate alann de· vices shalJ be provided to indicare that the liquid leve) in the tank has risco above the designed capacity height unless the tank shell has been designed for a liquid height 10 the top of the shell extension. The purchaser shall specify the indicator arrangement suitable for opcrating purposes. Emergency overflow openings may be provided to protect the tank and floating roof from damage.
C.3.2 JOINTS
Joints shaJJ be designed as described in 3.1.
c.3.3 DECKS
C.3.3.1 Roofs in corrosive service. such as covering sour crude oil. should be the contact type designed to eliminate the presence of any ait-vapor mixture under the deck.
C.3.3.2 Unless otherwise specified by the purchaser, all dcck plates shall have a minimum nominal thickncss of X, inch (pennissible ordering ba.sis-7 .65 pounds per square foot of plate. 0.180-inch plate, or 7-gauge sheet).
ight por American Petroleum lnstltute lln 19 13:11:13 2001
C·1
C.3.3.3 Deck. plates shall be joined by continuous fuiHillet welds on the top side. On the bonom side. where flexure can be anticipated adjacent to girders. suppon legs. or o1her relatively rigid membcrs. full-fiUet wclds not lcss than 2 inches long on 10-inch centers shall be uscd on any plate laps that occur within 12 inches of any such members.
C.3.3.4 Top decks of doublc-deck. roofs and of pontoon sections. which are designed with a permanent slope for drainage, shall have a minimum slope of Y.. inch in 12 inches and shall preferably be lapped to provide the beSt drainagc. Plate bucklcs shall be kept to a minimum.
C.3.4 PONTOON DESIGN
C.3.4.1 F1oating roofs shall have sufficient buoyancy 10
remain afloat on liquid with a specific gravily of O. 7 and with primary drains inoperativc for the following conditions:
a. Ten inches of rainfal1 in a 24-hour period with me roofs intact. cxcept for double-dcck roofs providcd with emergency drains to keep water to a Jesser volume tbat the roofs will safely support. Such emergency drains shall not allow the product to flow onto lhe roof. b. Singlc-.deck and any two adjacent pontoon companments punctured in single-deck pontoon roofs and any two adjacent compamncnts punctured in double-deck roofs, both roof types with no water or livc load.
C.3.4.2 The pontoon ponions of single-deck pontoontype roofs shall be designed 10 have adequate strength to prevent permanent distortion when thc cemer deck is loaded by its dcsign rainwater (C.3.4.l, Item a) or when the ccntcr deck and two adjacent pontoons are punctured (C.3.4.l, Item b). lf calculations are required by the purchaser. the alJowable stress and stability criteria shall be jointly establishcd by the purchaser and the manufactureras pan of the inquiry. A1temativc:Iy. a proof test simula1ing thc: conditions of C.3.4.l. with the roof Ooating on water, may be performed on tbe roof or on onc of similar dcsign that is of equal or greater diamcter.
C.3.4.3 Any pene<ration of the floating roof shnll not allow product to fiow onto tbe roof under design conditions.
C.3.5 PONTOON OPENINGS
Each ccmpanment shall be provided wi~ a liquid-tight manbole. Manhole covers shall be provided with suitable hold-down fixtures (which may be of the quick-opening type) or with other means of prevcnting wind or fire-fighting hose streams from removing the covers. The top cdgc of the manbole neck:s shall be at an elevation that prevents liquid
.....s.·
STD.API/PETRO STD 650-ENGL 1993 .. 0732290 0611220 968 ..
C-2 API STANDARD 650
from entering the compartments under the conditions of C.3.4.
Each companment shaJI be ventcd to protect against intema! or cxternal pressure. Veots may be in the manhole cover or thc top deck of the companment. Thc vents shall be at an clcvation that prcvcnts liquid from entering thc companment under lhe conditions of C.3.4 and shall tr.:nninate in a manncr that prevcnts enuy of rain and fire-fighting liquids.
C.3.6 COMPARTMENTS
Compartment platcs are radial or circumfercntial di viders fonning compartments that provide flotation for tbe roof (see C.3.4). All inremal compaJtmcnt platos (or sheets) shall be single-fillet welded along all of thcir edges, and othcr wclding shall be perfonned at junctions as requited to make each companment liquid tighL Each companment shall be tcsted for tightness using interna] pressure ora vacuum box and a soap solution or penetrating oil.
C.3.7 LADDERS
The floating roof shall be supplicd with a lndder tlult automaticaJly adjusts to any roof position so that acccss to the roof is always provided. Tbe ladder shall be designed for full-rooftravel. regardless ofthe normal setting of the roofleg suppons. If a rolling ladder is fumished. it shall have full-length handrails on bolh sides and shall be designed for a 1000-pound midpoint load with the ladder in any operating position.
C.3.B ROOF DRAINS
Primary roof drains shall be of the hose, jointed, or siphon type. as specified on tbe purc:hase order. A check val ve shall be provided near the roo( end of the hose a.ad on jointal pipe droins oo single--<k:ck and pan-type roofs to pt<
vent backflow of stored product if leakagc occurs. Provisions shall be made to pn:vent kinking of tbe hose or pinching of the hose under the deck suppon legs. Hose drains shall be designcd to pennit their replaccment without personnel entering the lank. The swing joints of pipe drains shall be packed to prevent le:Jkage. The inslílllation of either the hose or tht: pipe drain shall include tbe installation of !he proper shell fittings for its opcration and. if necessary. n::
moval. The minimum-sizc drain shall be capable of pn::vcnting the roof from accumulating a water leve} greater than design at the max.imum raíDfall ratc specified by the purch4ser for the roof wben the roof is floating at the minimum operuing leve!; howcver. !he drl>in :IWIDOC be >maller t1nn 3 incbe:; for roofs with a diuneter less rhan or equal to 120 feet or smallcr than 4 inc:hes for roofs with a diameter gro>ter !han 120 fceL
ight por American Petroleum InStituto lln 1913:11:19 2001
C.3.9 VENTS
Suitable vcnts shaJI be provided to prevent O\/Crstressing of thc roof deck or seal membrane. Thc purchaser should specify liquid withdrawal rates so that thc fabric:ator may size the vacuum vcnlS. VentS, blecder valves, or other suitable means shaU be adequate to cvacuate air and gases from undemeath the roof during initial filling.
C.3.10 SUPPORTING LEGS
C.3.10.1 Thc floating roof shall be provided with supporting legs. Legs fabricaiCd from pipe shall be notched or perforated at !he bottom to pnovide droinage. The length of !he legs shall be adjustable from !he top side of the roof. The operating- and cleaning-position levels of the supponing legs shall be as specified on the purchase Otder. The manufacrurer shall makc: ccrtain that all tank appunenances, such as mix.en. interior piping. and lhe fill nozzle. are cleared by the roof in its lowest position.
C.3.10.2 The lcgs and attachmcnts shall be designed to support the roof anda unifonn live load of at least25 pounds per squan: fOOL Where possible. !he roof load sball be transmitted to thc legs through bulkheads or diaphragms. L.eg at
tacbments to single decks shall be given panicular attention to prevent failures at the points of anachmcnt Steel pads or othcr means shaJI be used to distribute the leg loads on the bonom of tbt: tllnk. lf p:Kls are used. they shall be continu. ously wclded to the bottom.
C.3.11 ROOF MANHOLES
At least one roof manhole sball be provided for access to tbe tank interior and for ventilation wben the tank is empty. The number of roof manboles sbaJI be as specified by the ('W'Cha!er. Each m.anbole slmll have an inside diamerer of at least 24 iDc:hes and shall have a tight-gusketed. boltal cover equivalent to the cover shown in Figure 3-13.
C.3.12 CENTERING ANO ANTIROTATION DEVICES
Suitable devices shall be provided to maintain the roof in a ccntered position and to prevcnt it from rowing. These devices shall be capable of n::sisting the lateral fon:es imposed by the roof ladder, unequal snow loads. and wiad loads.
C.3.13 SEALS
The sp:acc betwcen the outer periphery of the roof and the tank sheU shall be sealed by a flexible device that pnovides e. reasonably e loo e fit to the nbell surf:x"Cs. If the sealing device employs steel sboes in contact with tbe shell. such shocs shall be made from galvanizcd sheet conforming ro
~:
STD-API/PETRO STD 650-ENGL 1993 .. 0732290 0611221 8T4 ..
WELDEO STEEL T ANKS FOR On .. $Tofu.GE C.J
· ..
ASTM A 525 with a minimum nominal thickness of 16 gaugc and a G90 coating. If uncoated shoes are specified. they shaJJ be made from sheet steel with the thickness and quality specified on the purchase ordcr. An adequate but minimum number of expansion joints shall be provided. Any fabric or nonmc:tallic material w:ed iSS 01 seal or ~esl com~ nent shall be durable in its environment and shall not discolor or contaminate thc product stored.
API Recommended Practice 2003 should be consulted regarding the possible nced for bonding shunts betwecn thc roof and the mefa.llic shoes. Provision for such shunts shall be a subject for agreement between the purc:baser and the manufacturcr.
C.3.14 GAUGING OEVICE
Each roof shall be provided with a g:wge batch or gauge well with a tight cap tbat complics with the design specified in thc purchase order.
C.4 Fabrication, Erection, Weldlng, lnspection, and Testing
C.4.1 The applicablc fabrication, cn:ction, welding. inspection. and testing requiremcnts of this standard shall apply.
ight por American Petroleum lnstltute LID 19 13:11:25 2001
C.4.2 Deck seams and other joints that are required to be liquid or vapor tight shaJI be tested for leaks by means of penetrating oU or any otber melhod consistent with lhe methods described in this standard for testing cone-roof seams and tank-bonom seams.
C.4.3 The roof shall be given a flotalion test while the tank is being filled witb water and emptied. During this tesL the upper side of the lower deck shaJI be examined for leaks. The appearance of a damp spot on the upper side of the lower deck. shall be considered evidence of leakag:e.
C.4.4 The upper side of the upper decks of pontoon and double.-deck roofs shall be visually inspectcd for pinholcs and detective welding.
C.4.5 Drainpipe and hose systems of primary drains shall be tested witb water at a pressure of 50 pounds per square inch gauge. During the flotation test, the roof drain valves shall be kept open and observed for leakagc of the lailk contents into the drain lines.
ANEXO 11
AISC "MANUAL DE CONSTRUCCIÓN DEL ACERO"
1-50
y ~
z, ANGLES
X-¡- X Equal legs and unequal legs
!Yr Properties for designing kt-~\ y z
Size Weight AXIS X-X AXIS Y-Y AXIS Z-Z and k per Area
Thickness Ft 1 S r y I S r X r Tan In. In. Lb. In! ln.4 ln.3 In. In. In.• ln 3 In. In. In. (1
l3 x2V.x '/z % 8.5 2.50 2.08 1.04 0.913 1.00 1.30 0.744 0.722 0.750 0.520 0.667 ~16 1:Yte 7.6 2.21 1.88 0.928 0.920 0.978 1.18 0.664 0.729 0.728 0.521 0.672 3fa % 6.6 1.92 1.66 0.810 0.928 0.956 1.04 0.581 0.736 0.706 0.522 0.676 !ji,. 11Ae 5.6 1.62 1.42 0.688 0.937 0.933 0.898 0.494 0.744 0.683 0.525 0.680 v. o/s 4.5 1.31 1.17 0.561 0.945 0.911 0.743 0.404 0.753 0.661 0.528 0.664 :y,. o/. e 3.39 0.996 0.907 0.430 0.954 0.888 0.577 0.310 0.761 0.638 0.533 0.688
l3 X2 X'lz 1:Y,6 7.7 2.25 1.92 1.00 ~.924 1.08 0.672 0.474 0.546 0.583 0.428 0.414 7f1e % 6.8 2.00 1.73 0.894 ~.932 1.06 0.609 0.424 0.553 0.561 0.429 0.421 3fa ttf1s 5.9 1.73 1.53 0.781 0.940 1.04 0.543 0.371 0.559 0.539 0.430 0.428 !ji,. o/o 5.0 1.46 1.32 0.664 0.948 1.02 0.470 0.317 0.567 0.516 0.432 0.435 V. o/. e 4.1 1.19 1.09 0.542 0.957 0.993 0.392 0.260 0.574 0.493 0.435 0.440 :y,. 'h 3.07 0.902 0.842 0.415 0.966 ~.970 0.307 0.200 0.583 0.470 0.439 0.446
l2'/zX2'1zX 'lz 1o/te 7.7 2.25 1.23 0.724 0.739 ~.806 1.23 0.724 0.739 0.806 0.487 1.000 3fa 11Ae 5.9 1.73 0.984 0.566 0.753 0.762 0.984 0.566 0.753 0.762 0.487 1.000 o/,. o/s 5.0 1.46 0.849 0.482 ~.761 ~.740 0.849 0.482 0.761 0.740 0.489 1.000 V. 9/u1 4.1 1.19 0.703 0.394 ~.769 0.717 0.703 0.394 0.769 0.717 0.491 1.000 :y,. 'lz 3.07 0.902 0.547 0.303 0.778 0.694 0.547 0.303 0.778 0.694 0.495 1.000
l2%X2 X3fa 11/,6 5.3 1.55 0.912 0.547 0.768 0.831 0.514 0.363 0.577 0.581 0.420 0.614 o/. e o/s 4.5 1.31 0.788 0.466 0.776 0.809 0.446 0.310 0.584 0.559 0.422 0.620 v. o/ts 3.62 1.06 0.654 0.381 0.784 ~.787 0.372 0.254 0.592 0.537 0.424 0.626 :y,. 'lz 2.75 0.809 0.509 0.293 0.793 0.764 0.291 0.196 0.600 0.514 0.427 0.631
L2 X2 Xo/s o/s 4.7 1.36 0.479 0.351 0.594 0.636 0.479 0.351 0.594 0.636 0.389 1.000 o/ie o/. e 3.92 1.15 0.416 0.300 ~.601 0.614 0.416 0.300 0.601 0.614 0.390 1.000 v. 'lz 3.19 0.938 0.348 0.247 ~.609 0.592 0.348 0.247 0.609 0.592 0.391 1.000 :y,. ~6 2.44 0.715 0.272 0.190 0.61j 0.569 0.272 0.190 0.617 0.569 0.394 1.000 V. 3fa 1.65 0.484 0.190 0.131 0.626 0.546 0.190 0.131 0.626 0.546 0.398 1.000
AMERICAN INsTmm: OF STEEL CoNSTRUCTION
1- 93
PIPE $ Dimensions and properties .
Dimensions Weight Properties
Nominal Outside lnside Wall per Ft
Schedule Lbs.
Diameter Diameter Diameter Thickness A 1 S r No.
Plain In! In.• In.• In. In. In. In. In. Ends
Standard Weight
V. .840 . 622 .109 .85 . .250 .017 .041 .261 40 o/.o 1.050 .824 .113 1.13 .333 ,037 .071 .334 40
1 1.315 1.049 .133 1.68 .494 .087 .133 .421 40 1% 1.660 1.380 .140 2.27 .669 .195 .235 .540 40 1'12 1.900 1.610 .145 2.72 .799 .310 .326 .. 623 40 2 2.375 2.067 .154 3.65 1.07 .666 .561 .787 40 2V. 2.875 2.469 .203 5.79 1.70 1.53 1.06 .947 40 3 3.500 3.068 .216 7.58 2.23 3.02 1.72 1.16 40 3'12 4.000 3.548 .226 9.11 2.68 4.79 2.39 1.34 40 4 4.500 4.026 .237 10.79 3.17 7.23 3.21 1.51 40 5 5.563 5.047 .258 14.62 4.30 15.2 5.45 1.88 40 6 6.625 6.065 .280 18.97 5.58 28.1 8.50 2.25 40 8 8.625 7.981 .322 28 .. 55 8.40 . 72.5 16.8 2.94 40
10 10.750 10.020 .365 40:48 11.9 161 29.9 3.67 40 12 12.750 12.000 .375 49.56 14.6 279 43.8 4.38 -
Extra Strong
V. .840 .546 .147 1.09 .320 .020 .048 .250 80 % 1.050 .742 .154 1.47 .433 .045 .085 .321 80
1 1.315 .957 .179 2.17 .639 .106 .161 .407 80 1% 1.660 1.278 .191 3.00 .881 .242 .291 .524 80 1'12 1.900 1.500 .200 3.63 1.07 .391 .412 .605 80 2 2.375 1.939 .218 5.02 1.48 .868 .731 .766 80 2'12 .2.875 2.323 .276 7.66 2.25 1.92 1.34 .924 80 3 3.500 2.900 .300 10.25 3.02 3.89 2.23 1.14 80 3V. .4.000 3.364 .318 12.50 3.68 6.28 3.14 1.31 80 4 4.500 3.826 .337 14.98 4.41 9.61 4.27 1..48 80 5 5.563 4.813 .375 20.78 6.11 20.7 7.43 1.84 80 6 6.625 5.761 .432 28.57 8.40 40.5 12.2 2.19 80 8 8.625 7.625 .500 43.39 12.8 106 24.5 2.88 80
10 10.750 9.750 .500 54.74 16.1 212 39.4 3.63 60 12 12.750 11.750 .500 65.42 19.2 362 56.7 4.33 -
Double-Extra Strong
2 2.375 1.503 .436 9.03 2.66 1.31 1.10 .703 -2'12 2.875 1.771 .552 13.69 4.03 2.87 2.00 .844 -3 3.500 2.300 .600 18.58 5.47 5.99 3.42 1.05 -4 4.500 3.152 .674 27.54 8.10 15.3 6.79 1.37 -5 5.563 4.063 .750 38.55 11.3 33.6 12.1 1.72 -6 6.625 4.897 .864 53.16 15.6 66.3 20.0 2.06 -8 8.625 6.875 .875 72.42 21.3 162 37.6 2.76 -
The listed sections are available in conformance with ASTM Specification A53 Grade B or A501. Other sections are made to these specifications. Consult with pipe manufacturers or distributors for availability.
AMERICAN INsTITUTE OF STEEL CoNSTRUCTION
BEAM OIAGRAMS ANO FORMULAS For various static loading conditions
For meaning of symbols, see page 2 - 293
2-301
15. BEAM FIXED AT BOTH ENDS-UNIFORMLY DISTRIBUTED LOADS
Total Equlv. Uniform Load
R=V
Vx
M max. ( at ends )
M 1 ( at center)
Mx
~max. ( at center)
Ax
2wl =-a-wz =-r
= w(f-x) wl•
=12 wl•
=24 .. - 12 (&lx-z•-&x•)
wl• = 384EI
wx• = 24IT (1- x)•
16. 8EAM FIXED AT 80TH ENDS-CONCENTRATED LOAD AT CENTER
Total Equlv. Uniform Load
R=V
M max. ( at: eenter and ends)
Mx ( when x < Í) &max. ( at center) .
~x ( when x < -})
= p
p -2
PI -~
p = 8 (4x-l)
p¡a
- 192EI Px• = 4SEI (31- 4x)
17. 8EAM FIXED AT 80TH ENDS-cONCENTRATED LOAD AT ANY POINT
R1 ""'va( max. when a< b)
Ra =Va ( max. when a > b)
M1 ( max. when a < b)
Mz ( max. when a > b)
M a ( at point of load )
Mx ( when x < a)
&max. ( when a> b atx"'" a!~b).
áa ( at point of load )
Ax {whenx<a) ..
= PbJ (3a+bl ¡a
Pa• = --¡¡- (a + 3b)
Pabz --~·-
PaZb =---¡a
2PaZbZ . JI
Pab• == RlX---¡¡-
2Pa•b• = 3EI (3a + b)•
Pa•b• = 3Eil•
Pb•xz = eEII• (3al- 3ax- bx)
AMERICAN INsTrrum OF STEEL CoNSTRUCTION
3-35
ALLOWABLE CONCENTRIC LOADS ON COLUMNS Steel Pipe and Structural Tubing
Allowable concentric Joads in the tables that follow are tabulated for the effective lengths in feet KL, indicated at the left of each table. They are applicable to axially loaded members with respect to their minor axis in accordance with Sect. E2 of the AISC ASD Specification.
For discussion of effective length, range of 1/r, strength about the major axis, combined axial and bending stress, and sample problems, see "Columns, General Notes."
Properties and factors are listed at the bottom of the tables for checking strength about the strong axis and for checking combined loading conditions.
STEEL PIPE COLUMNS
Allowable loads for unfilled pipe columns are tabulated for Fy = 36 ksi. Steel pipe manufactured to ASTM A501 furnishes Fy = 36 ksi and ASTM A53, Types E or S, Grade B furnishes Fy = 35 ksi and may be designed at stresses allowed for Fy = 36 ksi steel.
The heavy horizontallines within the table indicate Kllr = 200. No values are listed beyond Kllr = 200.
STRUCTURAL TUBING COLUMNS
Allowable loads for square and rectangular structural tubing columns are tabulated for Fy = 46 ksi. Structural tubing is manufactured to Fy = 46 ksi under ASTM A500, Gr. B.
AII tubes listed in the column load tables satisfy the noncompact section limits in Sect. B5.1 of the AISC ASD Specification.
The heavy horizontallines appearing within the tables indicate Kllr = 200. No values are listed beyond Kllr = 200.
AMEiuCAN INsTrruTE OF STEEL CoNSTRUCTION
5-42
CHAPTER E
COLUMNS ANO OTHER COMPRESSION MEMBERS
This section applies to prismatic members with compact and noncompact sections subject to axial compression through the centroidal axis. For members with slender elements, see Appendix B5.2. For members subject to combined axial compression and flexure, see Chap. H. For tapered members, see Appendix F7.
E1. EFFECTIVE LENGTH ANO SLENDERNESS RATIO
The effective-length factor K shall be determined in accordance with Sect. C2.
In determining the slendemess ratio of an axially loaded compression member, the length shall be taken as its effective length Kl and r as the corresponding radius of gyration. For limiting slendemess ratios, see Sect. B7.
E2. ALLOWABLE STRESS
On the gross section of axially loaded compression members whose cross sections meet the provisions ofTable B5 .1, when Kl!r, the 1argest effective slenderness ratio of any unbraced segment is less than c., the allowable stress is:
where
[1 - (Kllr)z] F
2C/ Y
Fa = 5 3(Kl/r) (Kl/r)3
3 + se. - sc.3
e"' fWE e '/T y
. (E2-1)
On the gross section of axially loaded compression members, when Kllr exceeds c., the allowable stress is:
121T2E Fa "' 23(Kllr)z (E2-2)
E3. FLEXURAL-TORSIONAL BUCKLING
Singly symmetric and unsymmetric columns, such as angles or tee-shaped colurnns, and doubly symmetric columns such as cruciform or built-up colurnns with very thin walls, may require consideration of flexural-torsional and torsional buckling.
AMEiuCAN INSTITIJTE OF STEEL CoNSTRUCTION
ANEXO 111
API650 "CAPITULO 3"
STD-API/PETRO STD 650-ENGL 1993 .. 0732290 0611186 97T ..
APt STANDARD 650
F11 ;. allowablc comprcssive bending stress that would be permitted if the bcnding moment alone ex.isted.
, and , ;;;; axis of bending about which the stress applies.
3.10.3 ALLOWABLE STRESSES
3.10.3.1 General
AH parts of thc structurc shall be proportioned so thal: the sum of the maximum static stresses shall not cxceed the limitsspccificd in 3.10.3.2 through 3.10.3.5.
3.1 0.3.2 Tenslon
The maximum allowable tension shall not exceed the following: limits:
a. For rolled stccl on net section, 20.CXX> pounds pe:r ~ inch. b. For complete-penetration groove welds on thinner plate arca. 18.000 pounds per square inch.
3.1 0.3.3 Compresa ion
The maximum allowable compression shall not exceed the following limits:
a. For rolled steel where lateral deflection is prevented, 20.000 pounds per square inch. b. For complete-penetration groove welds on rhinner plate area. 20.000 pounds per square inch. c. For columns on cross-sectionaJ area when Ur S 120 (see Note 1).
e ~[l _ (L/•)' )(33.000Y) N 34.700 FS
when l20<Ur:S 131.7(seeNore2),
[l _ (L/r)' 33.000Y)
34.700 FS e_ ~ ._....,1....,.6,.._....,(~Lic..,2.,.00_r,..) -
when Ur> 131.7 (see Note 2).
Whttr:
e _ 149.ooo.ooor -- (LI•)'[t.6- (L/200r)]
C.,. = maximum allowable compression, in pounds per square inch.
L = unbraced lcngth of column. in inches. r = lcast radius of gyration of column., in inches. Y ~ 1 .O for structural or tubular sections that ha ve t/R
va!U<S grc:ater than or cqualto 0.015.
right por American Petroleum lnstitute un 19 13:08:02 2001
- f200(')l' 200(')] -l3\ll ---3 li for tubular scctions that have r!R values less than 0.015.
r = thickness of the tubular section. in inches,less any specíficd corrosion allowance. (The minimum thickness. including any corrosion aHCJwance on tbe exposcd side or sides, shall not be less than ~ incb for main compression members or Y,, inch for bracing or other secondary membcrs.)
R = outside radius of the tubular section. in inches. FS ~ safety facror
5 Ll• (LI•)' = -+----"=.!....-3 350 18.300.000
For main compression members. Ur shall not cxceed 180. For bracing and otber secondary member.o. Ur shaJl not ex· cced 200. Note 1: The allowable stn:sses. not including Y.~ rabulated in Table 1-33 of AISC 531~311, S¡McijicmionsforrM lñ:rign. Fobricmion.. Cl1fd EJYCrimt of Srrvcrurol Surlfo,. Blli/din!JS (1969). under thc column '"Ma.in and Xcondaty Membm.ft Note 2: ~ allowabk suuses. ROl including Y. an: rabulated in Table 1-33 of AISC S31~3ll underthecolumn "Secondary Memben."
3.10.3.4 Bending
The maximum allowable bending stress shall not exceed the following limits:
a. For tension and compression on exueme fibc:r.;; of rolled shapcs and built-up members widJ an axis of symmeuy in the plane of loading where !he laterally unsupponcd lcngth of compression flange is no greater tban 13 times the width, the compression-flange width-thickness ratio does not excecd 17, and the web depth-thickness ratio does not exceed 70-22.000 pounds pcr squan: inch. b. For tension and compression on extreme fibers of unsymmetrical members where the membcn are supported laterally at intervals no greater than 13 times the compression-Hange width--20.000 poonds per square inch. c. For tension on extreme fibers of other rolled shapes. buill-up members. and plate girders-20,000 pounds pcr square inch. d. For compression on extreme fibers of other rolled shapes. plate girders. and built-up members with an axis of symmeay in the plane of loading-the larger value calculated from the following expressions. in pounds per square inch:
20.000- 0.571(1/r)'
12.000.000 S 20 000 (ld)/A, •
STD.API/PETRO STD 65D-ENGL 1993 .. D73229D 0611187 8D6 ..
WELOED STE:EL TANKS FOR ÜIL SroFV.GE 3-45
WheJ?:
l = unbraccd length of compression ftangc. r = radius of gyration of the scction about an axis in lhe
planc of loading. d = depth of section. A, = an:a of the compres sien ftange.
e. For compression on exD'Cmc fibers of other unsymmctrical sections. tbe value calculated from the following expression. in pounds per square inch:
12.000.000 S 20 000 (id)/ A, •
3.10.3.5 Shearing
The maximum aHowable shearing stress shall not exceed the following limits:
a. For fillet. plug, slot. and panial-penettation groove welds of throat area. 13.600 pounds pc:r squarc: inch.
Note: The allowable ~sscs for we1ds an: based oo E60 elccD"Odts. For dlesignsusing GmupJV.IVA. V.orVl s.br:U malerial wbe~ th=weklin¡! ofthe shcll linduding the connecúons) is qualified for the minimum strcngth of dn: base maiCrial. dn: allowablc 5Un5CS ror the wt"lds sball be proportion· ally increased. For 7D-7S.kips-p::r-squart-inch material and E70XX clccU'Odes. W iDCTeaSe shall be 7Mill F1lf 80-BS-kips·pct·5quatt"-inch matrnal and EBOXX cletti'Olks. 11M: inarasc sball be 80160.
b. On the gross area of the web of bcams and girders wherc the dear distance between web flanges is n01 more than 60 times the thick.ness of che web or when the wcb is adequately stiffened.I3,(X)(} pounds per square inch. c. On the gross area of che web of beams and girders wherc the web is not stiffencd and whcrc the clear distancc betwecn web flanges is more than 60 times the thickncss of the web. the greatest aver.~ge shear. V/A, shall be calculated in pounds per square inch from the following:
V fA< 19.500 - 1 + [h'/(7200r')J
Where:
V = total shear. in pounds. A = gross arca of the web, in square inches. h = clear distance between web ftanges. in inches. r :::::: thickness of the web. in inches.
3.10.4 SUPPORTED CONE ROOFS
3.10.4.1 Roofplates shaJl be weldcd on the top side with continuous full·fillet welds on all seams. The size of the roof-to--top angle weld shaU be X. inch or smaller if specified on tbe purchase arder.
·ight por American Petroleum lnstitute lJO 19 13:08:07 2001
3.10.4.2 The slope of the roof shall be~~ inch in 12 inches or greater if specified by the purchaser. lf the rafters are se¡ directly on churd girders. producing slightly varying rafler slopes. the slope of the flattest rafter shall conform to the specified or ordcred roof slope.
3.10.4.3 Main supponing members. including those suppotting the rafters. may be rolled or fabricated sections or uusses. Although these members may be in conract with the roof platcs. the compression flange of a member or the top chord of a truss shall be considered as receiving no lateral suppon from the roof plates and shall be laterally braced. if necessary. by other acceptable methods. The allowable stresses in tbese members shall be govemed by 3.10.3.
3.10.4.4 Suuctural members serving as rafters may be rol1ed or fabricated sections but in all cases shall confonn ro the rules of3.10.2. 3.10.3. and 3.10.4. Rafters in direct contact with the roof plates applying the loading to the rafters may be considered as receiving adequate lateral support from the friction between the roof plates and the compressien ftanges of the rafters, wilh the following exception-.;:
a. Trusses and open-web joints used as rafters. b. Rafters with a nominal depth greater than 15 inches. c. Rafters with a slope greater than 2 inches in 12 inches.
3.1 0.4.5 Rafters shall be spaced so that in the outer ring. their centers are not more than 2rc feet (6.28 feet) apart measured along the circumference of the tank. Spacing on inner rings shall not be grea1er than 5~ feet. When specified by the purchaser for tanks located in areas subject to earthquakes, !{-inch diameter tie rods (ortheir equivalent) shall be placed bc:tween the rafters in the outer rings. These tic rods may be omitted if 1- or H-sections are used as rafters.
3.10.4.6 Roofco1umns shalJ be madc from structural shapes. or stcel pipe may be used subject to the approval of the purchaser. When pipe is used. it must be sealed.. or provisions for dtaining and venting must be madc: at the purchaser's option.
3.10.4.7 Rafter clips for the outer row of rafters shaU be welded to the tank shell. Column-base clip guides shall be welded to the tank bottom to prevent lateral movement of column bases. All other structural auachments shall be bolted, riveted. or wclded.
3.10.5 SELF-SUPPORTING CONE ROOFS Note: Self-supponing roofs whose roof platcs are stiffcncd l:ly ~tions weldcd 10 thc platcs nced not confonn to the minimum thic:kness requitt· ments, but thc lhickncss oflhe roof plmcs shall not be Jess than X. indl when so des.igncd by thc manufacturer. subject to thc appruval of the purchaser.
3.10.5.1 Self-supporting cone roofs shall conform to the following requiremcnts:
ANEXO IV
"ESBELTEZ DE COLUMNA"
]IH.api:11 r ag.tuC::L 1 ut: L.
~ Evaluación Evaluación [>>J
9. LECCIÓN 9: ESFUERZOS EN COLUMNAS
Definición 11: Una columna es un miembro relativamente largo cargado a compresión. Una columna alta esbelta falla por pandeo, nombre común que recibe la inestabilidad elástica de las columnas. En lugar de aplastar o desmembrar el material, la columna se flexiona de manera drástica a una carga crítica y luego se desploma repentinamente.
La razón de esbeltez (SR), se calcula como:
SR = K L 1 r (86)
SR = Le 1 r (87)
Donde,
L: es la longitud real de la columna.
K: es el factor de fijación de los extremos.
Le: es la longitud efectiva de la columna.
r:Es el radio de giro mínimo de la sección transversal de la columna.
La longitud efectiva (Le) se calcula como:
Le= K L (88)
Definición 12: La longitud real (L) se define como la longitud de la columna entre sus extremos, o entre puntos de restricción intermedios.
El factor de fijación de los extremos (K), es un factor que mide el grado de limitación contra rotación de cada extremo. MOTT, 1999, sugiere los valores mostrados en el cuadro 16:
CONDICIÓN
Valor teórico Valor práctico
Cuadro 16: Factor de fijación de los extremos (K).
Ambos extremos articulados
1.00 1.00
Ambos extremos fijos 0.50 0.65
Un extremo fijo y otro libre
2.00 2.10
Un extremo fijo y otro articulado
0.70 0.80
El radio de giro (r), es la medida de esbeltez de la sección transversal de la columna, y se calcula como:
r = ..¡ (! 1 A) (89)
donde,
I: es el momento de inercia de la sección transversal de la columna.
A: es el área de la sección transversal de la columna.
Para determinar si una columna se comporta como columna larga o como columna larga, se utiliza un parámetro denominado razón de esbeltez de transición (Ce), el cual se calcula como:
Ce = V ((2 fil E) 1 Sy) (90)
o Si SR > Ce, entonces, la columna es larga, y se utiliza la fórmula de Euler. o Si SR < Ce, entonces, la columna es corta, y se utiliza la fórmula de J.B. Johnson.
thtml:file://G:\tesis%20 1 °%20correccion\ANEXOS\anexo%20IV .mht 17/10/2008
·mctpat r ag111i1 L. ut: L.
9.1.FÓRMULA DE EULER PARA COLUMNAS LARGAS
Se determina el valor de la carga crítica (Pcr) que genera la falla por pandeo:
Pcr = (WE A} 1 (Le 1 r) 2 (91)
Pcr = (W E !) 1 Le 2 (92)
9.2.FÓRMULA DE J.B. JOHNSON PARA COLUMNAS CORTAS
Se determina el valor de la carga crítica (Pcr) que genera la falla por pandeo:
Pcr =A Sy [1- ( Sy (Le/ r) 2 1 (4 W E))] (93)
9.3. CARGA PERMISIBLE SOBRE COLUMNAS
La carga permisible (Pd) sobre una columna, se calcula como:
Pd = Pcr 1 N (94)
Donde, N es el factor de seguridad. La AISC y la AA , sugieren como factor de seguridad para columnas en la construcción de edificios, en acero y aluminio, valores de 1.92 y 1.95, respectivamente. Para otros casos, se sugiere un valor de 3.00.
:<<J Evaluación Evaluación (>~
lhtm1:file:/ /G:\tesis%20 1 °%20correccion\ANEXOS\anexo%20IV .mht 17/10/2008
ANEXO V
"SELLOS DE TANQUES DE SELLOS"
SELLOS DE TANQUES
Características básicas del sello
1. El espacio anular debe ser sellado por un elemento flexible entre la pared del cilindro y techo.
2. Debe ser confeccionado de un material resistente al producto almacenado y el medio ambiente.
3. Poseer una adecuada junta de expansión.
Tipos de sellos
1. Sello primario
Zapata Mecánica (Metálico)
Montado en espacios con vapor • Las zapatas cubren gran área de contacto con la pared del cilindro y permiten dilatación
cuando existe deformación en el cilindro. • Adecuados para usar en tanques de juntas remachadas • Diseñado para trabajar en espacio anular de 8" con una tolerancia de+/- 5".
Ulind.-o del tanqut"
Pontón de Techo flotante
Producto Almacenado
~ . ~Zapata metálica
Montado en espacios sin vapor, sobre el líquido • Similar al sello anterior. • Menos espacio de vapor, por consiguiente menos perdida por evaporación. • El sello primario deberá ser resistente al producto.
Cilindro del tltnque Sello (H'ilnnl"lo
Pontón de Techo flotante
Pt·oducto Almacenado
Tipo Bolsa (No Metálico)
Montado en espacios de vapor • Material elastomérico relleno con liquido, espuma o gas. • Tiene gran flexibilidad para amoldarse al cilindro. • Puede acomodarse en un espacio anular con una variación de +/- 4".
• Cuando el espacio anular es más de 8", se requieren diseños especiales. • Adecuados para tanques pintados interiormente.
• No es adecuados para juntas remachadas.
Cilindro dt-1 tanque
~~l_<!j''_rin>a•·to PontóndeTecho ..- flotante
Montado en espacios sin vapor, sobre el líquido • Similar al sello indicado anterionnente.
Producto Ahnacenado
• Tiene menos espacio de vapor, por consiguiente reduce la perdida por evaporación.
• El tiempo de vida puede acortarse por estar en contacto con el liquido almacenado.
Tipo Flexible (Wiper)
Cilindro dt>l tnnque
• Sello de diseño reciente.
\Veather shicld
Pontón de Techo flotante
Producto Almacenado
• Usa una hoja elastomérica que hace contacto con la pared del cilindro.
• Elemento muy flexible que cubre el espacio anular.
• Espacios anulares mayores de 8" requieren diseños especiales.
• Debido a su característica contribuye a mayor pérdida que los otros tipos de sello conocidos.
C'ilindl'o dcl --(lllHfUC Sf'llo¡ll'imat'iO
/~ P1.mtónde Techo tlotaute
- ~ Producto Alma.:-t.'1tado
~ /
2. Sello secundario
Instalado sobre la Zapata (Shoe- Mounted) • Instalado sobre la zapata. • Evita perdida por la zapata, mas no de presentarse fugas por la cubierta del sello primario.
Sello .\if'("ltndario mouhulo :r;obn• z:lJ)ata
/ Sellop•·ima>io
~~ Pontónde Techo flotante
~~ ~cto Almacenado
1== / --
Instalado sobre el anillo del techo (Rim Mounted) • Montado sobre el anillo del techo flotante. • Evita perdida por la zapata y sello primario. • Menor pedida por evaporación que el sello montado en zapata. • Fabricados de materiales elastoméricos, reforzado con material metálico.
Scllo .~t"«tndariu montadG sobr(' anilh•dclJHmHm df'J i:t>cliQ
Sello primalio
Pontón de Techo flotante
Producto Almacenado
Conclusiones
• El uso de techos flotantes y sus respectivos sellos permiten reducir la pérdida por evaporación y por consiguiente la reducción de la contaminación del medio ambiente.
• El tipo de sello a usar depende de las condiciones del producto almacenado y tipo de juntas del cilindro.
• Los sellos tipo bolsa originan menor pérdida por evaporación que los sellos tipo zapata mecánica, aproximadamente en un 25%.
• Los tanques pintados de color blanco, en comparación con el color negro, reducen la pérdida por evaporación en un 13%.
• El uso de sello secundario, en cualquier tipo de sello primario, reduce la perdida por evaporación en un 50%.
ANEXO VI
TABLA "FACTOR DE PÉRDIDA POR EVAPORACIÓN!"
Table 4-Rim-Seal Loss FaclorS.; K,., x;,. and n; and Rlm•Seal Loss Factors, K, , al Selected Average Am!lient W!nd Speeds
A .. ro¡e.Fmicg Seols TJibr-Fmicg Seo!s
Zero-Wind Wind- WinG-. 21cn>-W"md - -Spcrd llq>endem llepOndm llim-Siol l.aD ftaDr Speed .,_...,.......,. Loss Loss l.aD K, Leso ...... F~1or Fatu>r Éxponcm (lb.moldt!-yrt - -X, • o ' 10 IS X, K,. fll>m•l"' K,. (IHnolai
!Uk Constnrttíonnd (fb..moiesl tmiibrl" {d:imtfts:ioiJ- (l!Mnolos/ (miJiul" Um.scal System fl·ytl fl·ytJ lcssl tmp!ol Cmphl Cmp!>l C""'l ft:yr, ft.ytJ
l'eldcdThub l......,...·shoesw fri""'Y onJy S.ab.c OJ' ll' $.1 IS 41 !H IJ 0.4 Sboe-111011111ed seamdoty 1.6 0.3 Í.6 1.6 lJ 14 24 1.0 0.4 RJm.mouriled seamr1oty 0.6 0.4 1.0 D.6 l.6 4.6 6.6 0.4 0.4
lquidoft1oU111ed sea! PrinWyonly 1.6 OJ I.S 1.6 5.0 lt 19 1.0 o.os -·hield 0.7 0.3 1.2 0.7 11 ·s.s a.c 0.4 0.2 --..bty Oj 0.6 D.l 0.2 IJ 1.5 1.7 D.l 04
'o¡rorofllllVDitd sea! l'llnwyooly 6.7" 0.2 3.0 6.7 3l lJO 610 l.6 0.2 -·- 3.3 0.1 3.0 J.3 16 11111 3«1 11 0.1 RJm.111011111ed-..wy l1 0.003 4.3. 'u l.l 6l 3«1 2.2 0.02
'JmaiTaob ledramal.- sea! PrinWy Dftly liu 0.4 2.D JI 21 " IDO e e Sboe-moom.dseeoorioty 9.2 0.2 1.9 9.2 14 2S " e • Ri..........,.¡-..wy 1.1 0.3 1.5 1.1 u 11 19 • e
loo:: Tbeni1HQI!ossfaaon.K,._K,¡,.;mdn.mayoolybeaocdlormbíomwimhpoosfsfum0D>I5milesper"
CrilerialoriCI!Ii¡hmoos ... tfefiaedioS.i.l.
Leso ~
•
~--las)
1.9 IJ 1.0
1.1 tJ 0.4
l4 l3 l6
• • •
- Lau""""' c. élk1olclft·ytl
o 5 10 IS
(mphl (mph) (mph) (mph)
IJ 10 33 70 ,1.0 SJ 14 u 0.4 l4 4.4 u
1.0 u 6.D fl 0.4 lO 4.4 7.2 0.2 1.0 1.2 1,4
l.6 ., l6 139 2J 6.9 23 $4 2.2 l.S 10 2S
Wbeo l!Oipeciñc infunnuioaiiiYailabJe a_twridcd Wlk tvidl mavtnrHnii:J u ' .-,.-..y~ onfyaaic~ ca~ lhemDSt~ rw·l)'picilecm. NCQOD ud rim-seaJt)'ltaa ID llSC! 011 (CFRT).
IVb~_fiO I]XCifu: iDfonnaDoD il avmlab~. • ~ t3!!k wiéb u~~ u '.-~a 0111f CID be ast1imcd to ~ themoaCc~amat or(jpiolcoa-o !treoOi:l;M fim.satlt)'ltl:m ira IIS2 oa C.EFR'O. Wheza ao lpéaiic ~U tva~~·a ~ 'tant widt au ~~~8 ,,._ rtpiza:lrysed onlyc!!!bliassmed IOtqSl'Cicatthemoacommoacrtypical tao-ruaicm aad rfm.sealayacm in ase on tiFR'Ii. . No c•ilpoJu\z loiJ inform.ionís availabfc for'riveitd taats Witb cons:iJzmty ti~rtDMell ~
Table 6--0eck·Fittlng Loss Factors, JG., K.t. and m. Typical Number of Oeck Fittlngs, J1t and Oeck-Fitting Loss Factors, K,, at Selected Average AmblentW"md Speeds
t~ ~- ~Lolllil=r """" dedt dulop z-. W'""' Speed ~ Wild-0 1
1
-~ lt Lcufaaor Lollfoc!« Loll.._ o(lle<tf',.;.p ~
< ñuinz 1\'pe 11!111 X,. r~~o • Hr o 5 10. 1.5 -lldoib OM<>Ietiyr) (lb:moies/((ft\jlll)"yr)) <• ...... ) ~"'''-' (1011111 (l:¡il) ("""') (m¡!!)
........... Nro.= 1
obol1ed ...... 1 augul<eted 36' S.9 u t¡picol "'m!1's l6 63 g¡ 140 obohed .,..,.1 ps-.t ll S.l 1.3 ll .5i % 140 t)lted Covicr. ¡askeledb 1.6 0.0 0.0 t¡pico1 c.r EFRI'«1'1Zts 1.6 1.6 1.6 1.6
d-roOf suwart cohuNts Nr., Cmn Teü: 1'
DUfld pipe. Wllpskclcd •liding tover 31 ll .cMmd pipe. cUtaed snding cover lS • Olllld pipo. B.Uble fabric sJ.... sw 10 1
llil1.up cofu.il'in. tmPSbted sliding cover . .,. t¡picol fot El'l1l's 17 • dlt-u.p cOiuliúl. psUted slidin:g cover 33 J3
ge !10111 (nutorna!ic ·g:wge} ~at·l
obobed Cofer.libpskel!db 14' l.4 1.1 IJl'ialf<Ull 14 3S 110 16 llbolledcoverl 1u~=c~ 4.3 .17 0.38 4.3 :n :40 <16 oltedeoWir~&1ISI«!ed l.8 o.ó 0.0 2.1 2.1 2.1 2.1
1" lwdllwriplo pcm Nrsp•l
fei&htedmec!umia.l . .aaumüm.. un!I!Jketed l.l 0.0 0.0 2J 2J 2J 2J ~¡~um mes::tw:lical.auarion. 1a.sme4b 0.47 0.02 o. m ~)'pico~ fér El'l1l'siO'lrrs
llit".Calxicseal (i()$ opcn ueatb 12' d d t¡picol for lfltl's 11
wm- N"";ItamT:ohleS'
Veighted mec+umjCIJ ~oa. uagaskcted 7.1 0.01 4.0 7.1 9j :n 130
lici!htt:d ~ KQWioD.. guket!db
~·· u 0.94 IJPial foull 6.l lO 14 17
r:tdt1im. (Qpienin¡-which etnias N1" 1 r..,. Tal>lo s1
:li:realyinm the ptoc!uct) 3:joclr dimriou.r~ Dpal I.S 0.21 1.7 u l.3 7.l 13
J.ioclr'diamcler(IO!ó"""' .,..¡> 1.8 0.14 -·- .. ,.J.I IJirial fot EfRT siO'lrrs 1.8 l.4 3.0 3.1
I:!IICirdiamcler li' d d IJPial fot lfltl' • l.l
cklep Nr& 1 1\om li!ll!e 91 ~le(API S.-a 650, Appioldi• 1.9
Klfl"l . t¡picol far lflrr• 1.9
~le(AP!Sblldani6SOIAppeadi.t CIJPO:-dedti'DDÚII!IIi....,. -Df-I'DDf•) u._ .. ..J 0.82 O.Sl 0.14 IJPial Ccr EfRTsiO'lrrs 0.0 IJ IJ 1.6 Gai:md.oooaclr. 0.53 0.11 O.ll 45 0.1 0.1 0.7 'Mtb -. ........ Q.49 0.16 0.14 0,5 0.7 0.7 0.1
~~API-6SO.Appioldis Clype,p!IIÍOolliiDofpooioo•I'DDfsl
u--. .. -b.l 10 G.l7 0.91 lypicol fot EFRI'.aia's 2 11 4.1 5.1 a..-. .. - Ll o.os ó.65 IJ IJ 1.6 LT W'llllooct. ........ ¡j 0.14 Q.6l l.l 1.5 l1 l.i - 0.0 0.0 0.0 o o o o
iDIWOD Nh: ¡&:
WeiPal 1 ilcilialiciD. nnpslmecf D.6S. I.S 1.0 0:1 '7.0 13 1D Welp.d• 'tcblllic&. aubUdb Ó.71 OJO 1.0 oJpicd CcrEFKI'af\31'• ci.T ·U lA 1.1 - Ne•d Slldiqcowr,~ 76° d d '!Pi=! tor lflll'• Slidia-- S6 d d S6
APÉNDICE
PLANOS
DIBUJO No TAN- 6000-01 Ensamblaje General de Pontones y Detalles
DIBUJO No TAN- 6000-02 Detalle de Techo Flotante
DIBUJO No TAN- 6000-03 Manhole de 20" 0, 24" 0
DIBUJO No TAN- 6000-04 Tubo de Medición Guía
DIBUJO No TAN- 6000-05 Sistema Contraincendio
DIBUJO No TAN- 6000-06 lsométrico de instalaciones de Instrumentos
DIBUJO No TAN- 6000-07 Diseño, Instalación y Detalles de Stilling Well
DIBUJO No TAN- 6000-08 Detalle de Conexiones para Instalación de
Switch es
DIBUJO No TAN- 6000-09 Detalle de Sello Primario y Sello Secundario